Новый подход к моделированию залежей углеводородов и определению коэффициента извлечения нефти Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

УДК 553.98: 004.9

А.В. Лобусев, д.г-м.н., профессор, заведующий кафедрой промысловой геологии нефти и газа, e-mail: nauka_rgu@mail.ru; В.Г. Мартынова, д.э.н., профессор, заведующий кафедрой геофизических информационных систем; П.Н. Страхов; к.г.-м.н, гн.с.; М.А. Лобусев; к.т.н., доцент;

Ю.А. Вертиевец, доцент; Д.А. Осин, инженер, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

новый подход к моделированию залежей углеводородов и определению коэффициента извлечения нефти

Работа посвящена одному из важнейших вопросов освоения месторождений нефти и газа - повышению надежности оценки коэффициента извлечения нефти. Приводятся результаты детального анализа коллекторов ряда месторождений ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Установлено, что существует вероятность формирование фильтрующей системы в отложениях, пористость и проницаемость которых в целом ниже кондиционных. Обоснована возможность миграции нефти из вмещающих отложений в породы-коллекторы. В связи с этим при оценке коэффициента извлечения нефти предлагается учитывать весь объем нефтенасыщенных пород. Стохастические методы необходимо применять при моделировании сложно построенных залежей нефти и газа.

При изучении истории промышленной разработки нефтяных и газовых месторождений на территории России отмечается очень интересный факт, что на настоящий момент нет ни одного из них, которое было бы полностью выработано. При этом зачастую объем добычи углеводородов превосходит первоначальные извлекаемые запасы залежи, это наблюдается в старых добывающих районах и характерно для месторождений, приуроченных к различным типам ловушек, коллекторов, размеров залежей и режимов разработки.

Не отрицая, что могут существовать природные возможности возобновления запасов залежей нефти и газа [4], связанные с подтоками углеводородов из законтурного окружения, отметим, что, учитывая высокую скорость разработки (относительного времени формирования), необходимо искать еще другую

причину. В частности, она может заключаться в наличии системной ошибки в существующей методике подсчета, приводящей к занижению реальных геологических и извлекаемых запасов углеводородов. При современном подсчете запасов учитываются только нефть и газ, насыщающие породы-коллекторы [3]. В свою очередь, под коллекторами подразумевают породы, обладающие фильтрационно-емкостными свойствами, из которых можно извлечь флюиды в процессе освоения залежей в промышленных масштабах.

Остается без внимания факт не всегда корректного выделения самих коллекторов ввиду условности границы с альтернативными породами, так называемые неколлекторы вовлекаются в дренажную систему пласта в процессе достаточно длительной эксплуатации залежи. Причем, учитывая длительность разработки

и достаточно большую площадь контакта коллекторов и вмещающих отложений, суммарные объемы нефти, извлекаемой из последних отложений, будут значительными [2]. При эффективном недропользовании возможно извлечение из пород-неколлекторов всей подвижной и условно связанной нефти.

Также при изучении продуктивных отложений необходимо учитывать, что эпигенетические преобразования определяют в ряде случаев перевод пород из категории коллекторов в неколлекторы или наоборот [5]. В результате происходит формирование относительно изолированных тел внутри пласта, формируется новая дренирующая макросистема. И это характерно как для карбонатных, так и терригенных отложений. Очевидно, в данном случае последнему типу необходимо уделить особое внимание.

Рассмотрим результаты исследований коллекторов ряда месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (табл. 1). Отметим, что выявленные зависимости характерны также для Когалымского, Кураганско-го, Кустового, Нивагальского, Нонг-Еганского, Урьевского, Чумпасского, Южно-Ягунского и ряда других месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Остановимся на особенностях соотношения пористости и проницаемости пород исследуемых объектов, рассмотрим соответствующие графики для ряда пластов Ярайнерского месторождения (рис. 1). Как характерно для зависимости данного типа, отмечается большой разброс значений. Проницаемость образцов с одинаковой пористостью может отличаться на 1-2 порядка и больше. Однако в данном случае примечательна другая особенность. При сопоставлении соответствующих зависимостей отмечается, что для более древних пород характерна тенденция увеличения проницаемости при практически равной пористости. Так, если среди образцов пласта АВ7 встречаются породы с пористостью больше 20% и проницаемостью меньше 10-15м2 (то есть формально относящиеся к неколлекто-рам), то в коллекции пород пласта ЮВ1 не встречены породы с такими плохими фильтрационными свойствами при пористости больше 15%.

В дополнение к сказанному рассмотрим соотношение фильтрационных и емкостных свойств образцов нижнего и верхнего отделов меловой системы Пякяхинского месторождения (рис. 1). В целом просматривается аналогичная картина: образцы более древнего возраста характеризуются меньшими значениями пористости. Вместе с тем при близких емкостных свойствах они имеют более высокие значения проницаемости. Особенно отчетливо данная закономерность проявляется при изучении пород-коллекторов (проницаемость больше 10-15м2).

В принципе, данные особенности связи «пористость - проницаемость» различных пластов характерны для многих месторождений Западно-Сибирской НГП. В частности, это хорошо иллюстрируют результаты анализа коллекции образцов Вать-Еганского месторождения.

‘ \Н7 • 1.111 (гН.Ч Ш!

Т.

л

£

1

£

и £* '-ЩО «О# 4

,уУ,Г|° & аза ■£_' УЪ о о л

3

.Л. Ярайнерское месторождение

* ПКИ ■ ЬУ* * Ь> I< ЬУ11

Пористость.

яЛ • *<■/ ф Г~, *

ЛЧ. * *#■' Дг” *

А ^ ■ ; т Л.

О ? йо 15 20 25

Б. Пякяхинское л 1есторомсдение Пористость,**

Рис. 1. Соотношение пористости и проницаемости пород различных пластов

Таблица 1. Глубина залегания исследованных пластов

Месторождение Пласт Средняя глубина, м

Вать-Еганское ав7 2147

ав8 2283

БВ, 2336

ЮВ, 2864

Пякяхтинское ПК18 2166

БУ6 2693

БУ15 3081

бу18 3270

Северо-Губкинское бп2 2242

бп7 2309

БП10 2506

БП12 2744

Южно-Конитлорское ЮС, 2769

ЮС2-4 2861

Южно-Покачевское БВ8 2389

ЮВ, 2724

Ярайнерское ав7 2157

БВ, 2185

БВ8 2592

ЮВ, 2913

Нччтаъ <114

, * J Ий

я I 19 I т

ш яШл

Wl «L1 1 16 Ш ItfHHKHW lh. 14 'V № 14Ш

Ю 1,1'»

мм 1 И i Ш

I

г т 39 ц.

ЩШ

mi iii t i* w It.pMHUT lb, It1 *'«r

11'la DipKliriii |1-N%

ПНР f „

А I ю _

I * > а 9Ш 1 Ш

Ml ill 1 I* w (Ik |i 'Sf1 lew

U*f»nTth W-IJS

л * т

* т ‘ 4# = *> Т :» 1 Щ

Ml a 1, ■ н I It l*t ■■if 4w n. It 'V W |аш»

1,М Ыерпгтть 15 It*»

# i " : W т " зв ■

9,01 м t it m !^ипш)Ж11ц IB 1 'wJ ИИ I4HI

lUfwewit. lt-17%

p i HD

l м ■

T * a* 1

Ml o.| t № IH |M> Ilpe«flair4w i ь. 1Ф “w1 indtn

ll*ptKi*fit I" liV

3 V m

I « Jfi A 1 1

Ml il 1 № 144 ItA Dpnurwtib, 14 'V inn

Нпрлсимпь 11-114

1»' t ш

: ** i ш

i -3* n

mi ! № m in ||р«Н1#Г1й*г||, le'V 1HW

||«ppui«ri1i It 244

t m 1 Z

£ m Si ■ la

Ml 41 1 14 Прдяплгчк! ir. 1» № (1ИИ)

llefiWIKn 20-114

i * i * I и ■

a 1 1-

•j» a.i 1 Ю IH isn ihh ИрИШНКПц 10 lV

I» { -

i

I «

»

«

||*|ЧК1*С1Ь 21 21*»

i HI i * «

I»

■; -

» HI

i 46

■ 1.

Mi м t m m № iw Ириаыгчм i v It “i?

Il*fifiri«rik JJ%

■ Ii

Ml 4,1 I hi in на i«h llpw imtfiv, tl ‘"w1

KipKiPrib 2J I- *4

II

_

Ml «.1 I 10 IH |D*e |HM (1||««№чм Ik It1V

Il*f4ci«cih 24.25%

ll_

Ml «,1 I I* tna № IMH ll(nniiir«wtiv It ‘"W

Рис. 2. Гистограммы проницаемости пород различных емкостных групп пласта АВ1 Вать-Еганского месторождения

Были сопоставлены гистограммы проницаемости различных пластов, рассчитанных для групп пород, имеющих близкие значения пористости.

В данном случае рассмотренная раньше тенденция проявляется более отчетливо. Так, при равной пористости наихудшую проницаемость имеют породы наиболее пласта АВ^ наибольшую - ЮВ1 (рис. 2, 3, 4). Фильтрационные свойства образцов пласта Бпри прочих равных условиях занимают промежуточное положение. Отметим, что среди пород пласта ЮВ^ имеющих пористость меньше 10%, встречаются образцы, проницаемость которых превышает 10-15м2, тогда как в более молодых разностях они не встречаются. При этом в коллекции керна пласта ЮВ1 уже не встречаются неколлекторы среди образцов с пористостью больше 17%. Отметим, что породы-неколлекторы пласта БВ1

не встречаются при пористости больше 21%, АВ1 - 23%.

Приведенные графики показывают, что связь между пористостью и проницаемостью имеет вероятностный характер, что, безусловно, следует учитывать при оценке фильтрационного потенциала продуктивных отложений. В частности, соотношение между вероятностью отнесения породы к коллекторам по проницаемости (не меньше 10-15м2) от пористости (рис. 5) аппроксимируется формулой 1 ^2 изменяется в интервале

0,94-0,99):

Рккерн =1-ехр[-ехр(АхКпкерн-В)] (1),

где Рккерн - вероятность отнесения образца к коллекторам, д. ед.;

Кпкерн - пористость, определенная по керну, д. ед.;

А, В - коэффициенты пропорциональности.

Как видно на рисунке 5, прослеживается общая закономерность увеличения, при прочих равных условиях, вероятности формирования коллектора по мере увеличения глубины залегания. В целом аналогичная тенденция характерна для пород ряда месторождений ЗападноСибирской НГП.

Интересно, что полученная закономерность не определяется в полной мере условиями осадконакопления. В частности, не всегда можно говорить

о влиянии гранулометрического состава пород на пористость и проницаемость пород. Например, при анализе пород Ярайнерского месторождения видно, что достаточно хорошая связь между содержанием наиболее грубообломочной части кластогенного материала и пористости прослеживается при изучении коллекции пласта АВ7 (рис. 6). Несколько хуже аналогичная зависимость

/ ,0* * 7 Ш * * Л § (Цнгтить < 10*. 1Ьрагтк1ь 1И?Ч

А * Ш ■ и

.1 ! * ■ 1 ■ ■

«Л* 0,1 1 » № Г|римн)#ын РЬ |0 ‘V 4*1 41 1 Пр*»нмгччкг *0 к 1* “ 10* ч1 Ь*0о

Ццмнтки НИХ*» |]4}ЧК|«С1Ь 1Т.1ШН

^ н Л

я * I « 1 « 2* Ф 1 й ** | ** * " 30 ■ ■ ■

4*1 М 1 !■ 1« Праамшпмг (ь, 10'‘чН1 I» 4В1 41 1 10 ирШПН'Тк, 10 ” 100 К* |И0

11И1 и»;,рц пн |к и; 1 а‘ г 114|0ГЖ1Ь 1ИР*

5 - 4. 110

1 “ я 1 ■> 20 м

■ - _ ■ !■

М! 0.1 1 !■ 100 Прими* мель, 10 'V 10» 4*1 41 1 I* 1**С 1к, 10** 100 ■V1 (000

1» ' . 1 " 1 л П*ряс1«сгь 14-1**» |]«(Н1Г1«ПЬ 19-3*"*

■ / : - £ ш т щу ■

20 — г т 30 М ■

и) 41 1 10 1*0 ПрМЯИ »1ШГЬ, 1*,,11| 1000 0.01 *.1 1 I* 100 |ц—ВПЬ, № 1Ю

100 1М4Ч Рафаткпь 20 Л*»

£ / *,

* ** ■ 46 ;

* * ’ 3* II- ь ш 1 Л 20 ■

М1 41 ) (Й № Пртшпиаь, 10 ’’кг им* 401 41 1 И рМВШГ<#9С !■ 100 »Ь, 1*“н> 10011

■и Нерке (*с|ь И-ПЧ

Iм Л

| 4 * «

2 *° ■

2* ф _■

4*1 41 1 Пимйапж1 1* 1*0 1*Л*"< 10*а

Пщшйт**

9

■тш

] т

3®‘ * ш

4*1 41 1 1* № П^ШНУгЧя №. 1*1V 10**

11*!>а|С1ант. Ц-М%

к ”

;: * - я> ф

■

4*1 41 1 № 1*0 1Хр>а*мгЧ*с 1к 1* 1V пт

100 11*{Ч1С10С*Ь 14 15%

'■* т

а 1 * I .

5* 0 ■

«,в| 41 1 1» *00 ИрСВВШЧН IV. 1* |*1«| 100В

Рис. 3. Гистограммы проницаемости пород различных емкостных групп пласта БВ1 Вать-Еганского месторождения

■ ■■■ Иарапнщ -10%

1 и* !Ы|

I» <•* — .1Г1

Г я11 _| 1__

401 <М 1 1* 100 1О00 Првмнгапъ» т'У

■ лп П^Нвпть 10-11%

1 И1 л “ ¥ к ц 1.

0.01 0,1 1 |* 10в 1000 ПраяаПвдгиас! кг 19 'V

9 I ||*р4К1М1Ь 1М4Ч

* V *0 ” ю А

!■

и вдо1 о,1 | ю 1» 1000 П|най1иг«н(1ь, И» 1 ч

на

I-

“ м

14 17%

" г*

.

401 0*1 1 10 11|тввшг4а(11ц 1 Ш> |*ю

||*(ннш1ь 1Т-11Ч

_

1 1.

ищ о.1 I ю |«и и

11 |лшя ■Нй4-*#0С Г !■ . 10 'V

Рис. 4. Гистограммы проницаемости пород различных емкостных групп пласта ЮВ1 Вать-Еганского месторождения

Рис. 5. Зависимость вероятности формирования проницаемости больше 10-15м2 от пористости образцов

15

к »

О

т 1

3 ■

I

1 •

#* 4

Г41МСРЫ

отпчкчи

• иив

>а |Е>*| чч н**И"

А- тает ЛВ -

Пористость.а»

У"

. *>

5й.

*

К ш

к »

В 411 ^ 30 * £ !□ * & >•

” 1 • й 1*

Размеры

ОЙЯОИИР8

‘<5Г-у-

В тает БВ$

Перил от. Чо

I»

!* *Ф * * = ш ?А » ■г I л

Рдзчеры

ойДоИЦов

II.#* I т

#Ъ|Н|« к. ■ ШЛ1 «и

В- тост ВВ,

и н Пористость, “о

у А = *

Л • * - ■ • ■

■ * * * **

Размеры

обломков

■ 1 П 41.1 т • в. |* Я1 т &тШЩ|мы

Г. пласт ЮВ;

1» 19

Пористость. %

Рис. 6. Соотношение гранулометрического состава и вероятности образцов Ярайнерского месторождения

£■*

гг

£ ** 5Е »

г*

£ » Ы-1*

п а

о .

^оннцаеммъ, 10-^мг А, пласт АВ?

£ »о

Размеры

обломков

■ I Д«1 щш *«.1*Ит £ “

ь • 0 *1 яя -Е м Я ад * * !•-

1 ■ и 1

■ 1 V Размеры обломков ■ ты чч НМа

*

« * а*|. щш

■ ** Л Ч,

* 4а

я **

ж

'±*

I"

о ы

Разм#ры ■ *1 обломков

*1* ||.«1чч

•11(11 п

Ир инИЦаемснль, КУ^и1

В, пласт ВВ&

£т ■_;

в-

" *т.

|:ф<- “ й *. ** ш *. ■* ■

Размеры обломков * | * -*,! «

! □ |П 411 мя Я * * 01 шц

Пр^иидемость, К)-13*? Б. пласт ЕВ,

Проницаемость,

Г- птст ЮВ\

Рис. 7. Соотношение гранулометрического состава и приницаемости образцов Ярайнерского месторождения

наблюдается при исследовании образцов пластов ВВа и БВ8. При анализе пород пласта ЮВ! речи о существовании какой-либо зависимости уже не идет. Очень похожая картина наблюдается при изучении характера соотношения гранулометрического состава и проницаемости образцов Ярайнерского месторождения (рис. 7). Точно так же для более древних и, следовательно, залегающих на большей глубине пород отмечается последовательное ухудшение связи между данными параметрами. Для пород пласта ЮВ! о наличии зависимости практически речь уже не идет. Необходимо учитывать, что Северо-Губкинское месторождение находится в специфическом тектоническом районе. Оно расположено на территории Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур - крупной антиклинальной зоны I порядка, которая осложняет Северный крупный вал - структуру II порядка, которая претерпела перестройки структурного плана в кайнозойское время. В частности, в пределах Северо-Губкинского месторождения перепад отметок кровли сеноманского яруса составляет около 350 м на расстоянии 7-8 км.

Сопоставим распределения коллекторских свойств пород различных пластов месторождений. По большинству исследуемых объектов прослеживается похожая картина (рис. 10, 11, 12). По мере увеличения возраста и, соответственно, глубины залегания продуктивных пластов происходит общее уменьшение пористости и проницаемости соответствующих выборок.

Особенности распределения остаточной водонасыщенности при этом показывают, что в целом происходит определенное усложнение строения пустотного пространства пород. В частности, на это указывает относительное увеличение остаточной водонасыщенности в более древних породах. Заметим, что часто в данном регионе фиксируется уменьшение кондиционных значений пористости по мере увеличения возраста пластов.

Приведенные материалы подтверждают большое влияние процессов уплотнения, определивших существенное ухудшение коллекторских свойств терриген-ных отложений с глубиной. При этом последовательное нарушение связи

і*

Г:

■v J#

і:

і

і-:

Г'ззм^ры

ОбЛсМКОБ

V

І *1 **і* і.іі І 4.11

Поріїлоелз.'/в*

А. тіасіїї БПі

*п

І-S-'1

„ ч

І L*

X -

■Я „

Ьї 44

Н

з

о *

і X"

А

1 * і *

. ’ V ■ -

—* * * ■д. ■* 1

Вт

. - м *

4

■ vt* *

Б. тыс»! ЕП7

« „ .1 „ и

ПорнотссіьД*

<? Я її »-ї " і:

І;

І-

Рзомчрьі ІЗ- обломка

Ф ■= v _

* *>>. •*■

«І* ■ *

*• |я *#|

* w.tk

Пористость,*/* А нласм і77/0

Размеры обломков * «і *11* ІІІ * *.ІІ

«£ *• *■ »ї *> ** = 1»

І2 і: S *

^ 1

L

і

« *+*

■ *vC*^ .

И „IIі і* я р

Пористость, %

Размеры

обломков ■ «і ■ t И *«1 * Ul

Рис. S. Соотношение гранулометрического состава и приницаемости образцов Северо-Губкинского месторождения

t * * : Размеры д “ >^ломкле * »i 1» • *«.1* 1*| ' ___ *2 » ■і ** • * * * —* . *■* V.1 9 *

і • * - » • II fl її Й-'1 ч • ■ і * * * *

Ёи

п.

1=

Si“

о в

Г.. I » »и . 1*и

Проницаемость, !Оьм" А пласт ЕП)

Я*

Ъ*

I"

4> ■

= и

ж to я "

jf Г»

0"1*

S *

Л Ы ¥ 1*1** IH4

Проницаемость, Ifr'V Б. пласт ЕП?

Разм^ы

■ *,1

*«.|* #.«| I 4*1

в

*

* ■

* . * ■ *

« ■ я *

V і'

9, *-

If * я t

*-1 *

1 м 11

Разм#ры обломков ■ »*

• ■її in

A All

ИронНщаякЛ), Ifr^M3

В. us.аатБВ)й £*»

V *

S’ и

* J*

6ч»

Й ’

f-| ■ > !• И З» І*

Проницаемость, 10_1т^ В- пласт БПц

1» •;? у ,-їс'А А -#■

*

***► *

Размеры

?бломков

■ ■ I

■ C.lfe- І.4І * Ul

Рис. 9. Соотношение гранулометрического состава и приницаемости образцов Северо-Губкинского месторождения

между гранулометрическим составом и фильтрационно-емкостными свойствами пород указывает, что воздействие на них рассматриваемых преобразований происходило дифференцированно. Напряжения в пласте не являются только функцией глубины залегания, тектонические процессы, вызывающие изменения структурных планов пластов, так или иначе способствуют локальному увеличению или уменьшению горного давления.

Неравномерное уплотнение пород периодически приводит к возникновению внутри пласта локальных зон с повышенным пластовым давлением, что ведет к образованию трещин на их границах. При этом данный тип пустот может формироваться также и в отложениях, которые раньше не относились

к коллекторам. Особенности изменения горного давления определяют характер преобразования пустотного пространства [5]. В ряде случаев породы при равной пористости имеют преимущественно большую проницаемость, в сравнении с более молодыми аналогами (рис. 1-5).

Вместе с тем необходимо учитывать, что в отложениях с первоначально улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами флюиды раньше начнут удаляться из них в ходе развития процессов уплотнения. Это связанно с тем, что в породах, характеризующихся более плохой проницаемостью,критический градиент давления, при котором начнется перемещения поровых нефти и воды, будет выше. Соответственно, поровое давление в них будет выше, что, в свою

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

18 ЛЕТ НА РЫНКЕ СЖАТЫХ ГАЗОВ

• производство промышленных газов;

• воздух для КиП и А;

•технологический воздух.

Характеристики:

• производительность: от 15 до 2500 м.куб/мин;

• давление: от 4 до 84 бар.

• дожимная компрессорная станция топливного газа;

• компрессор для: окиси углерода, двуокиси углерода, азота, синтетического газа и т.д.;

Характеристики:

• производительность: от 15 до 2000 м. куб/мин;

• давление: от 4 до 42 бар.

МОБИЛЬНАЯ УСТАНОВКА

Для перекачки газов:

Характеристики:

• привод от газового мотора;

• время перекачки 10 бар: 46 час./1 млн.нм.куб.

• давление разряжения от 1 до 5 бар Для производства азота:

Характеристики:

• привод от дизельного или электромотора;

• чистота азота от 90 до 99%;

• диапазон давлений до 350 бар;

• производительность от 10 до 37 м.куб/мин. Для испытания трубопроводов под давлением: Характеристики:

W.Lii

КОМПРЕССОР т ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ

• дожимная компрессорная станция топливного газа;

• сжатие природного газа, сбор газа, хранение и закачка; •технологический процесс;

• транспортировка газа.

Характеристики:

•давление: до 700 бар.

Все оборудование имеет разрешения Ростехнадзора и сертифицировано в соответствии с ГОСТ.

Оборудование может быть изготовлено в соответствии со стандартами API (API-672, API-617, API-614, PIP и другие).

ОАО «УРАЛК0МПРЕСС0РМАШ»

620050, г. Екатеринбург, ул. Маневровая, д. 43 Тел./факс: +7 (343) 345-23-77 E-mail: ukm@ukm.ru www.ukm.ru

.5 9

d »

£ * -I

й л

и 1

.1 4» ■* 1..

2

Z J

3*

It

milieu «й||.к31»м1«мйа1й1»>:»»:ч*^И'Г

Л IWflCm AB7

I. >

1В1ДО

Пористость. ec

: и

" Я

«#1 4,1 I I# i® t«

Проншжмосгь. ItHV

ИЦКвЯнЧнИМ

Остаточная волонасьш1сми1Ч1ь.A*

s*

1 *

J! ii

i* -1 J*

li

■■■•all

111 4tl11fриинчИш'ак^ПЦ^КбкГ ПОРИСТОСТЬ. * a

r*

u

Л »

w>

3*

ii

I

.... I

Б. maci>i BBj

Ul (J | I» ltu jr*t

Проницаемость, 10'1;и:

It H H * Я U * It ft I»

Остаточка! во допас ищспжкгть, %

1

■

_.||| 1 1.

& I» d

J m

Д

1*

It

i i j tf * 71* мминиьигn n »:i: j и л м* r

Пористость. "t

В, пласт ЬВ$

.||| III

I _ — - ■

ui ы \ it ж |«

Проницаемость, Ю1-М:

Остаточная возонасьниснность, *в

£ *

» * I*

“ I»

III...,

о- ц я - « i * ■J

It

It

.|||

5 Н

Э

м

т

л .w

т

24

U

■ ills

.la

i i 1 1 I I t | * mi H|iwHwriiVl>£l НРИЗИкГ

Пористость,

HI: ( It Itt im

ЛйМШЙ® (пцлшки,!? Проницаемость, 1(Н‘ы

Рис. 10. Гистограммы коллекторских свойств Ярайнерского месторождения

очередь, создаст определенные предпосылки для формирования естественного гидроразрыва пласта масштаба микроуровня.

Есть большая вероятность, что породы, пористость которых ниже кондиционных значений, при интерпретации промыслово-геофизических данных не выделяются в качестве коллекторов, хотя они ими фактически являются. Для слоев с относительно небольшой пористостью, в которых не весь объем пород участвует в формировании дренирующей системы, вероятно создание ситуации, когда геофизические методы не смогут отреагировать на них как спо-

собные к формированию путей фильтрации. Таким образом, в настоящее время размывается сам термин «коллектор». Вероятно, наступила необходимость говорить о нефтенасыщенных породах в целом, оценивая возможный вклад каждого литотипа (прослоя) в общие объемы добываемой нефти.

При оценке запасов также следует учитывать нефтенасыщенные породы, проницаемость которых ниже кондиционных значений. Отсутствие из таких отложений притока, в ходе опробования, не следует рассматривать в качестве окончательного результата. Данные породы могут постепенно отдавать нефть

»л;**з»нЧ1«1*1Н

Остаточная всаскасьииснность.°4

в пласт в процессе разработки залежи. Необходимо учитывать временной фактор. Очевидно, требуется корректировка стандартных подходов разработки для эффективного извлечения углеводородов из пород такого типа. В частности, одним из способов, стимулирующих вовлечение данных пластов в разработку, является периодическая ротация нагнетательных и добывающих скважин или временное прекращение закачки воды в пласт. Происходящее в это время локальное уменьшение гидродинамического давления в районе скважин, которые недавно переведены в разряд добывающих, будет способствовать

Рис. 11. Гистограммы коллекторских свойств Вять-Еганского месторождения

притоку нефти в дренирующую систему, насыщающей близлежащие породы с плохими и очень плохими фильтрационными свойствами. Также заслуживает внимания метод периодического прекращения на старых месторождениях работы нагнетательных скважин. Таким образом, существующую в настоящее время практику игнорирования при подсчете запасов нефтенасыщенных пород с пористостью и/или проницаемостью меньше кондиционных значений следует подвергнуть ревизии. Происходит не только занижение геологических запасов - данный подход стимулирует ограничения в разработке

новых технологий разработки залежей углеводородов. Именно в освоении запасов нефти и газа, приуроченных к породам, которые сегодня считаются неколлекторами, заложен как огромный потенциал увеличения добычного потенциала месторождений, так и увеличение перспектив открытия новых залежей. В частности, нашумевшая в последнее время проблема освоения баженовской свиты и получения сланцевого газа только подчеркивают значимость данного подхода.

В связи с этим предлагается ввести ряд изменений в существующую классификацию запасов. Наряду с запасами

нефти и газа, оцениваемыми традиционными методами, нужно учитывать и углеводороды,приуроченные к нефтегазонасыщенным плохопроницаемым породам. При этом предлагается разделить геологические запасы на динамические, приуроченные к коллекторам, и статические - те, которые связаны с породами-неколлекторами, насыщенными углеводородами. Это будет хорошим стимулом создания новых подходов, включая нанотехнологии, позволяющие эффективно разрабатывать данные запасы. В свою очередь, данный подход позволит выполнить реальную оценку КИН. Повышение точ-

Г. пластЮВ Проницаемость, !<« Остаточная воден асьздзш ость, %

Рис. 12. Гистограммы коллекторских свойств Южно-Покачевского месторождения

ности оценки коэффициента извлечения нефти позволит минимизировать затраты на освоение залежей нефти и газа. Именно от успешности их разработки во многом зависит будущее нефтяной отрасли России.

Отметим, что обзор перспектив повышения точности подсчета запасов и КИН был бы неполным,без учета необходимости более активного привлечения материалов сейсморазведки 3D при построении трехмерных геологических моделей [1]. В настоящее время при геологическом и гидродинамическом моделировании по данным 3D часто используются только структурные планы целевых горизонтов. Изменение структуры запасов углеводородов в сторо-

ну преобладания трудноизвлекаемых, связанных с глинисто-сланцевыми породами (баженовская свита, майкопско-чокракские комплексы Предкавказья, доманикоиды Волго-Уральского региона и др.), с низкопроницаемыми плотными карбонатными породами, необходимость локализации остаточных запасов не охваченных разработкой, изучение переходных водонефтяных зон в области ВНК и нефтяных оторочек крупных газовых залежей уже сегодня требуют иных подходов к геологическому моделированию.

Мировой опыт построения цифровых моделей доказывает, что интерполяция в межскважинном пространстве петрофизических параметров с учетом

свойств волнового поля позволяет повысить как точность оценки запасов, так и определения коэффициентов охвата и вытеснения нефти. Полученные данные о характере изменения петрофизических свойств пласта позволяют надежно прогнозировать ФЭС и оптимизировать положение добывающих и нагнетательных скважин, что повлечет за собой увеличение КИН. Таким образом,настоящее состояние нефтегазовой геологии характеризуется резким изменением структуры запасов и связанной с этим необходимостью развития и повсеместного применения стохастических (вероятностных) методов моделирования, приходящих на смену детерминированному подходу.

Литература:

1. Алекперов Ю.В., Лобусев А.В., Лобусев М.А., Страхов П.Н. Уточнение геологических моделей с целью повышения эффективности разработки залежей нефти и газа на примере использования карт временных толщин при интерпретации материалов сейсморазведки// Территория НЕФТЕГАЗ, №11, с. 12-19.

2. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. - М.: Недра, 1984,101 с.

3. Еременко Н. А. Геология нефти и газа на рубеже веков. - М.: Наука, 1996,176 с.

4. Лобусев А.В., Мартынов В.Г., Страхов П.Н. Новое направление к подходу подсчета запасов нефти и газа// Труды РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. №4, 2011, с. 75-88.

5. Страхов П.Н. Формирование каверно-порового пространства в карбонатных отложениях. - М.: Информационновнедренческий центр «Маркетинг», 2005, 76 с.

Ключевые слова: коэффициент извлечения нефти, запасы нефти и газа, порода-коллектор, отложения, пористость, проницаемость, коллекторские свойства, остаточная вода, вероятность, возобновляемые запасы нефти и газа, тип пустот, месторождение нефти и газа, геофизика.