CC BY
23УдК 553.98:519.22
А.н. янин, генеральный директор ооо «проектное бюро «ГЭрМ»; e-mail: Term@tmn.ru; term-pb@ruscom.ru
о необходимости изучения неоднородности многопластовых объектов нефтяных месторождений геостатистическими методами
Современный этап проектирования разработки нефтяных месторождений в России характеризуется повсеместным применением трехмерного цифрового геолого-гидродинамического моделирования. Причем, несмотря на весьма скромное обеспечение моделей исходной геолого-промысловой информацией, требования к качеству создаваемых 3D-моделей в последнее время в отрасли повышаются.
Ключевые слова: геостатистика, месторождение нефти, продуктивный пласт, про-пласток, многопластовый объект, послойная неоднородность, коэффициент заводнения, нефтеотдача
Цель статьи состоит в том, чтобы показать, что наряду с массовым внедрением современных цифровых 3D-моделей весьма полезно применять и апробированные за историю проектирования разработки нефтяных месторождений в России геостатистические методы оценки неоднородности как отдельных продуктивных пластов, так и многопластовых объектов [1-4, 5].
Что же такое неоднородность? Специалисты понимают это по-разному. В общем виде, очевидно, можно сформулировать следующим образом: «Неоднородность пластов есть отсутствие однородности их свойств». Достаточно полная характеристика неоднородности дана в 1975 г. известным тюменским ученым-геологом Л.Ф. Дементьевым: «Под геологической неоднородностью пласта предлагается понимать непостоянство, изменчивость, как по площади, так и по разрезу, литологической характеристики и физических свойств пород, слагающих пласт». Чрезмерное увлечение методами 30-моделирования иногда приводит к парадоксальным результатам. Молодые «модельеры», не владеющие навыками независимой оценки параметров неоднородности пластов, не
могут доходчиво объяснить причины низких КИН, получаемых на залежах со сложными геологическими условиями. К последним можно отнести как массивные залежи нефти, водонефтяные и подгазовые зоны, нефтяные оторочки, так и многопластовые и многослойные объекты разработки, разбуренные одной сеткой скважин.
Приведем пример из практики. На рассмотрение ЗСТО ЦКР Роснедр по УВС в г. Тюмени в июне 2012 г. был представлен проектный документ по одному из старых месторождений Урайского района ХМАО. Эксплуатационный объект (ЭО) объединяет здесь 4 пласта: П, Т1, Т2 и КВ. Средневзвешенная по ЭО пористость - 18%, проницаемость - 22 мД, нефтенасыщенность - 60%, расчлененность объекта очень высокая - 12-13. Средневзвешенный по запасам пластов коэффициент вытеснения составляет 0,437. Тем не менее за 40 лет эксплуатации по месторождению достигнут крайне низкий текущий КИН - 0,153 при конечном - 0,182. Почему же так мал КИН, полученный недропользователем в рассматриваемых условиях?
Если исходить из данных только 30-моделирования, т.е. двухчленной формулы: КИН = Квыт х Кохв, то текущий
коэффициент охвата (Кохв) составит 0,35, а конечный - 0,416. Между тем сетка разбуривания объекта достаточно плотная - до 14 га/скв. Где же потеряна нефтеотдача? Объяснить это, опираясь только на данные 30-моделирования, авторы проекта не смогли.
Для понимания процесса в данном случае специалистам необходимо было бы, на наш взгляд, использовать и другие
- статистические (более дифференцированные) геологические подходы. Например, обратиться к незаслуженно, по нашему мнению, отвергнутой ЦКР трехчленной формуле коэффициента нефтеизвлечения:
КИН = К х К х К , (1)
выт охв АХ-зав’ У/
где: Кохв - коэффициент охвата воздействием, оцениваемый известными методами геостатистики по зависимостям В.А. Бадьянова [5], А.Н. Юрьева и др.; Кзав - коэффициент заводнения (т.е. использования подвижных запасов нефти), определяемый по эмпирическим формулам В.Д. Лысенко [1-4].
Анализ трехчленной формулы позволяет наглядно продемонстрировать, что основная причина низкой фактической (и конечной) нефтеотдачи рассматриваемого объекта ТПП «Урайнефтегаз» заключается вовсе не в низком гео-
метрическом «охвате» объекта сеткой скважин, а в неэффективном заводнении многопластового объекта. Конечный Кзав здесь, по-видимому, не превышает 0,6, что связано с огромной общей неоднородностью объекта (очевидно, ^общ > 4). К сожалению, эти параметры многие современные «модельеры» попросту не используют.
Приведенный выше пример по месторождению ТПП «Урайнефтегаз» свидетельствует о необходимости «реабилитации» такого важного составляющего КИН, как коэффициент заводнения, волевым порядком отмененный ЦКР. Сейчас у многих «модельеров» исчезли навыки сколь-нибудь содержательного, осмысленного использования таких характеристик неоднородности продуктивных пластов, как прерывистость и послойная неоднородность. Такой важнейший показатель, определяющий процесс нефтеизвлечения, как коэффициент охвата объекта процессом заводнения (фильтрации, выработки) современные «модельеры» способны оценить лишь «схоластическим» способом - т.е. элементарным делением КИН на Квыт. Получается, что кроме одного базового параметра - Квыт, который и сам-то нередко обосновывается весьма приблизительно, «модельеры» не оперируют более никакими, независимо вычисляемыми параметрами, характеризующими процесс нефтеизвлечения. При этом опытные профессионалы знают, что доверие к создаваемым 30-моделям зачастую сильно преувеличено. В итоге теряется физически осмысленное понимание механизма нефтеизвлечения, в особенности из сложных эксплуатационных объектов.
За 20-летний период работы в составе ТО ЦКР по ХМАО и ЗСТО ЦКР Роснедр в г. Тюмени автору нечасто приходилось слышать, чтобы докладчики оперировали таким количественным показателем неоднородности пластов, как послойная неоднородность V2посл по В.Д. Лысенко. Между тем этот параметр весьма важен и исключительно удобен для сравнения между собой как отдельных продуктивных пластов, так и многопластовых объектов нефтяных месторождений и в западносибирском регионе и в других районах страны.
Примерами обоснованного применения геостатистических подходов к реше-
нию вопросов анализа разработки таких сложных уникальных месторождений, как Ромашкинское и Приобское, могут служить публикации [6, 7]. Но в целом это достаточно редкие образцы грамотного использования методов геостатистики в нефтепромысловой практике. С таким развитием событий вряд ли можно согласиться. Совершенно очевидно, что параллельно с 30-моделированием разработки проектантам следует шире применять известные геостатистиче-ские способы оценки неоднородности продуктивных пластов.
Из различных показателей неоднородности на динамику обводнения пластов, величину Кзав и КИН, кроме соотношения вязкостей нефти и воды (т0), в значительной степени влияет послойная неоднородность У2посл. В геологическом понимании послойная неоднородность связана с изменчивостью литолого-фа-циальных характеристик пласта, она отражает вариацию величин проводимости (ЮИ) пропластков в разрезе. Согласно многократно опубликованной, можно сказать классической методике
В.Д. Лысенко, V2посл вначале рассчитывают в каждой отдельной скважине по данным параметров ГИС:
Е р х (К^)2
V2 =——-----------,(2)
* ПОСЛ] П
(2Р, х Кпр,)2 1=1
где:^ - число проницаемых прослоев в скважине ]'; Кпр, - проницаемость 1-того пропластка в скважине ;]', мД. Показатель Р1 находится из выражения:
Ч
р = ^ / ЕЬ1 , (3)
1=1
где: И, - толщина 1-того пропластка в скважине ;]', м; ЕИ, - сумма толщин проницаемых пропластков в скважине ;]', м. Затем рассчитывается коэффициент послойной неоднородности для совокупности всех рассмотренных скважин на залежи, участке, блоке, зоне и т.п.: т
Е ПосЧ
V2 = —----------, (4)
посл т
где: т - количество выбранных для исследования скважин.
Далее, в качестве наглядного примера технологии использования параметра У2посл для характеристики геологии одно- и многопластовых объектов
рассмотрим процедуру изучения послойной неоднородности одного из известных многопластовых газонефтяных месторождений Казахстана (условно назовем его «КМК»). В процессе исследования послойная неоднородность была максимально дифференцирована здесь по элементам неоднородности: пластам, объектам, участкам, зонам насыщения и т.п., а затем увязана с результатами разработки этих участков. При расчетах V2посл пластов были обработаны данные ГИС по 442 скважинам месторождения. Отметим, что очень важную роль в оценке параметра V2посл играет достоверность петрофизиче-ских зависимостей, используемых при интерпретации ГИС.
В расчетах были выделены следующие геологические элементы месторождения:
1) пласт М1; 2) пласт М2; 3) объект М1 + М2, в т.ч. конкретно в зоне совместного залегания пластов; 4) пласт Ю1; 5) пласт Ю2; 6) объект 1Ю + Ю2, в т.ч. по зоне совместного залегания этих пластов; 7) пласт Ю3; 8) пласт Ю4.
Подчеркнем, что расчет послойной неоднородности проведен* как в целом
- по всему геологическому разрезу коллекторов (нефть + газ + вода), так и отдельно по нефтенасыщенным, газонасыщенным и водонасыщенным интервалам пластов. Для исследования в пластах было выделено четыре зоны: чисто нефтяная (ЧНЗ), водонефтяная (ВНЗ), чисто газовая (ЧГЗ) и газоводонефтяная (ГВНЗ). По нефтенасыщенной части разрезов V2посл оценена отдельно по скважинам - как добывающего, так и нагнетательного фонда пластов и объектов (табл. 1).
При оценке V2посл пластов из совокупной выборки были исключены скважины, имеющие недостоверные (аномально высокие) значения V2посл - от 3,6 до 18. Количество таких скважин невелико и составляет по пластам: М1 - 1 скважина; М2 - нет; Ю1 - 7; Ю2 - 1; Ю1 + Ю2 - 13; Ю3 - 1; Ю4 - нет. Отметим, что учет (включение в расчеты) аномальных значений У2посл увеличило бы ее по объекту М1-2 на 15%, - на 32%,
Ю1-2 - на 31%. Это, в свою очередь, при-
* В расчетах принимала участие О.Н. Босых (ООО «ПБ «ТЭРМ»).
Таблица 1. Послойная неоднородность нефтенасыщенной части разреза пластов месторождения «КМК»
Пласт, объект, зона Добывающие Нагнетательные В целом по фонду скважин
V2 , посл' доли ед. Кол-во скважин V2 , посл доли ед. Кол-во скважин V2 , посл доли ед. Кол-во сква- жин Кол-во пропластков в скважинах Всего про- пластков
max среднее
М1 0,441 96 0,297 27 0,409 123 10 3,31 407
М2 0,1б 19 0,172 5 0,1б3 24 5 1,9 б 47
Объект М1-2 в целом 0,473 96 0,345 27 0,43б 128 13 3,55 454
В зоне совместного залегания М1 и М2 0,54б 23 0,б77 5 0,591 31 13 4,б5 144
Ю1 0,738 173 0,777 39 0,749 209 13 3,73 780
Ю2 0,491 139 0,403 22 0,477 161 10 2,8 451
Объект Ю1-2 в целом 0,957 170 0,874 40 0,951 212 1б 5,81 1231
В зоне совместного залегания Ю1 и Ю2 1,07б 130 0,б91 21 1,022 161 16 6,5 1049
Ю3 0,428 72 0,457 16 0,433 88 11 3,23 284
Ю4 0,7б7 3 - - 0,9б4 10 13 4,3 43
В целом по месторождению 442 16 4,6 2012
вело бы к снижению конечного Кзав до уровня 0,80-0,85, а значения расчетного конечного КИН - до 0,5-0,53 при утвержденной нефтеотдаче - 0,6. После проведения расчетов выяснилось, что в порядке возрастания значений V2посл пласты расположились следующим образом: М2 - 0,16; М1 - 0,41; Ю3 - 0,43; Ю2 - 0,48; Ю1 - 0,75; Ю4 - 0,96. Видно, что юрские пласты характеризуются повышенной послойной неоднородностью. Объединение двух пластов в общий эксплуатационный объект увеличивает суммарную послойную неоднородность (в зоне совместного залегания) примерно на 30-36% (отн.) по сравнению с У2посл наихудшего по слоистости из объединяемых пластов. Подобное объединение отрицательно влияет на Кзав и КИН совместно разрабатываемых пластов, снижая их величины примерно на 10% (отн.).
Попутно отметим, что по пласту М1 при-контурные нагнетательные скважины имеют V2посл примерно в 1,5 раза ниже, чем добывающий фонд «внутри» залежи. Это соответствующим образом влияет на эффективность заводнения пластов.
Далее на основе параметров, рассчитанных по каждой скважине, были построены карты зонального распределения параметра У2посл по площади
залежей, эти карты были использованы при планировании ГТМ и МУН (рис. 1). Рассмотрим подробнее характеристики неоднородности пластов и объектов. Пласт М1 (нефтенасыщенная часть). Исследовано 407 проницаемых пропластков в 123 скважинах. Максимальная расчлененность пласта - 10, средняя
- 3,3. Толщина одного пропластка изменяется от 0,4 до 9,1 м, в среднем - 2 м. В целом по пласту V2посл составляет 0,41, в т.ч. по ЧНЗ - 0,39, ВНЗ - 0,42. Число скважин с невысокой У2посл (< 0,2) составляет 41%, а с высокой (> 0,5) -20% от общего числа рассмотренных скважин. Таким образом, пласт М1 характеризуется умеренной (но все же достаточно выраженной) послойной неоднородностью коллекторов.
Пласт М2. Изучено 47 проницаемых пропластков в 24 скважинах. Максимальное количество пропластков в скважинах достигает 5, в среднем ~ 2. Толщина одного пропластка варьирует от 0,6 до 10,8 м, средняя 3,1 м. Пласт отличается наименьшей У2посл = 0,16 из всех пластов месторождения «КМК». По пласту М2 70% скважин имеет У2посл < 0,2.Таким образом, пласт М2 является (послойно) очень однородным объектом.
Объект М! + М2. Далее была изучена зона непосредственно совместного (в плане) залегания залежей пластов М1-2
(рис. 2а). В указанной зоне обработаны данные по 144 нефтенасыщенным про-пласткам в 31 скважине. Наибольшее количество песчаных пропластков достигает здесь 13, среднее - 4,7. Толщина одного пропластка варьирует от 0,6 до 10,6 м при средней 2,8 м; У2посл = 0,52, что на 26% выше, чем по «худшему» составляющему пласту М1. Отмеченное осложнит выработку запасов нефти в рассматриваемой многопластовой зоне. Кроме того, участок совместного залегания пластов М1-2 характеризуется также и ухудшенной структурой распределения скважин по параметру У2посл по: менее 0,2 - 26%, 0,2-05 - 32%, более 0,5 - 42% скважин.
Пласт 1Ю (нефтенасыщенная часть). Обработаны данные по 209 скважинам с общим количеством пропластков -780. Максимальная расчлененность
- 13, средняя - 3,7. Толщина одного проницаемого нефтенасыщенного пропластка изменяется от 0,3 до 16,2 м, составляя в среднем 1,6 м. В целом по пласту Ю1 параметр У2посл весьма высок
- 0,75, в т.ч. по ЧНЗ - 0,77, по ВНЗ - 0,6. Кроме того, пласт Ю! отличает весьма неблагоприятная («растянутая») структура распределения скважин по величине У2посл: до 0,2 - 28%, от 0,2 до
0,5 - 22%, 0,5-1 - 22%, а более 1 - 28% скважин.
Рис. 1. Месторождение «КМК». Карта ^посл по нефтенасыщенной части разреза эксплуатационных объектов
Кол-во в) Объект М1-2 (в целом)
скважин
Всего 123 скважины
7
5 і—
О
4 4
12
1
V2
* пі
Кол-во г) в т.ч. объект Мі_2 (в зоне скважин совместного залегания пластов)
Всего 31 скважины
5
В
і і і
И
Рис. 2. Распределение скважин пластов М1, М2 и объекта М1 + М2 по величине У2посл
23
5
17
4
13
11
11
11
3
9
2
3
1
Пласт Ю2 (нефтенасыщенная часть). Изучен 451 песчаный пропласток в 161 скважине. Максимальная расчлененность - 10, средняя - 2,8. Толщина проницаемого прослоя изменяется от 0,3
до 11 м при средней - 2,2 м. В целом по пласту Ю2 параметр У2посл достаточно умеренный - 0,48, в т.ч. по ЧНЗ - 0,51, по ВНЗ - 0,34. Этот пласт слоисто более однороден и подобен пласту М1: У2посл
менее 0,2 имеет 41%, 0,2-0,5 - 27%, 0,5-1 - 18%, а более 1 - 14% скважин. В целом по эксплуатационному объекту Ю1-2 в нефтенасыщенной части разреза пластов обработаны данные по 1231 пропластку в 212 скважинах. Максимальная расчлененность - 16, средняя - 5,8. Толщина одного нефтенасыщенного пропластка изменяется от 0,3 до 16,2 м, средняя - 1,8 м. В целом по горизонту Ю1-2 параметр V2посл оказался больше, чем по худшему (из составляющих этот объект) пласту Ю1, на 27% и составляет 0,95, в т.ч. по ЧНЗ - 1,02, по ВНЗ - 0,81.
Кроме того, из общего эксплуатационного объекта Ю1-2 «вырезана» и изучена непосредственная зона, где оба пласта Ю1 и Ю2 в плане залегают совместно (рис. 3б). Указанная зона имеет максимально высокую послойную неоднородность V2посл = 1,02, что на 13% выше, чем по всей площади нефтеносности рассматриваемого объекта Ю1-2. Зона совместного залегания пластов Ю1-2 характеризуется наихудшей из всех объектов (т.е. крайне «растянутой») структурой распределения скважин по величине У2посл: менее 0,2 - лишь 6%,
Кол-во а) Пласт Ю1 скважин
Кол-во в) Объект Ю1-2 (в целом) скважин
Кол-во
скважин
133
б) Пласт Ю2
Кол-во г) в т.ч. объект Ю1-2 (в зоне скважин совместного залегания пластов)
18
I 15
Всего
Ш
161 скважина 18
55 4 7 п < 3 □
1 1пПппП
V*
15
Рис. 3. Распределение скважин пластов Юи Ю2 и объекта Ю1 + Ю2 по величине V2,,,,,.,,
Кол-во б) ПластЮ4
скважин
Всего 10 скважин
V*
п
3
2
2
11
11
1
1
0
Рис. 4. Распределение скважин пластов Ю3 и Ю4 по величине V2п0сл
^посл- доли ед-
Рис. 5. Приближенная зависимость послойной неоднородности V2п0сл от средней толщины одного проницаемого пропластка ^ некоторых объектов
0,2-0,5 - 25%, 0,5-1 - 26%, более 1-2 -24%, а более 2 - 19% скважин.
Пласт Ю3 (нефтенасыщенная часть). Изучено 284 проницаемых пропласт-ка в 88 скважинах. Количество проницаемых пропластков достигает 11, в среднем - 3,2. Нефтенасыщенная толщина пропластка варьирует в диапазоне 0,4-15,9 м, средняя - 3,6 м. Пласт характеризуется умеренной У2посл = 0,43, в т.ч. по ЧНЗ - 0,53, по ВНЗ - 0,27. Пласт Ю3 имеет удовлетворительное распределение скважин по параметру У2посл: менее 0,2 - 50%, 0,2-0,5 - 25%, 0,5-1 - 12%, более 1 - 13% скважин.
Пласт Ю4 изучен по 43 пропласткам в 10 скважинах. Количество пропластков в скважинах доходит до 13, в среднем -4,3. Их толщина изменяется от 0,6 до 5,4 м, средняя - 1,8 м. Послойная неоднородность пласта весьма велика: У2посл - 0,96, в т.ч. по ЧНЗ - 0,69, по ВНЗ -1,25, ГВНЗ - 0,9. Таким образом, небольшой самостоятельный пласт Ю4 наиболее послойно неоднороден, не считая зоны совместного залегания пластов Ю1-2 (с У2посл = 1,02).
Анализ полученных величин параметра У2посл (табл. 1 и 2) показывает, что имеющаяся на месторождении «КМК» послойная неоднородность пластов, в основном выше, чем, например, по месторождениям Западной Сибири, в особенности по тем,где ожидается наиболее высокий конечный КИН (Усть-Балыкское, объект БС1-4 - КИН - 0,60). Это говорит о том, что обеспечение утвержденной нефтеотдачи - 0,6 по месторождению «КМК» представляет собой весьма сложную задачу, даже в условиях фактически сложившейся предельно плотной сетки - 12-25 га/скв. Полученные при статистической обработке данные о слоистой неоднородности пластов разрабатываемого месторождения «КМК» были учтены в дальнейшем при планировании таких мероприятий, как:
• бурение новых (совместных или раздельных) скважин;
• разукрупнение объектов в зонах совместного залегания пластов;
• приобщение пластов в пробуренных скважинах;
• применение оборудования ОРД;
• применение оборудования для одновременно раздельной закачки;
• организация дифференцированной закачки воды в ухудшенные пласты;
Таблица 2. Послойная неоднородность пластов и объектов некоторых месторождений Западной Сибири и других районов
Номер группы Пласт, объект, площадь Месторождение, участок V2 * посл' доли ед.
1 БС4 Усть-Балыкское 0,079
БС1 Усть-Балыкское 0,099
2 ЮВ1 Пылинское 0,130
БС2-3 Усть-Балыкское 0,179
Пласты БС1-3 Усть-Балыкское 0,227
П Мортымья-Тетеревское 0,270
бв2 Нонг-Еганское 0,276
3 Горизонт БС10 Мамонтовское 0,284
Объект БС1-4 Усть-Балыкское 0,291
ЮВ11 Южно-Киняминское 0,297
АВ6 Аганское 0,300
Д1 (по В.Д. Лысенко) Ромашкинское 0,300
о С_Т ш Федоровское 0,313
ДІ Искандеровское (Башкортостан) 0,320
АС11 Назаргалеевское 0,330
ВК2 Пальяновский (сев.-восток) Л.У. 0,342
Юі Восточно-Тарское 0,352
АС10 Вареягское 0,368
БВ3 Нонг-Еганское 0,399
4 ЮВ11 Нонг-Еганское 0,411
АС12 Приобское (ЮЛТ) 0,427
бв7 Нонг-Еганское 0,460
ЮС11 Западно-Асомкинское 0,463
0 о* А Приобское (ЮЛТ) 0,463
ВК1 Восточно-Каменное 0,480
ВКі-2 Пальяновский (сев.-восток) Л.У. 0,484
0 В Б Западно-Ермаковское 0,498
ВК1 Пальяновский (сев.-восток) Л.У. 0,521
АВ3 Западно-Ермаковское 0,544
Объект ЮК2-10 Восточно-Каменное 0,550
5 0 Ю Восточно-Ингинский Л.У. 0,557
АВ7-8 Западно-Ермаковское 0,565
АСіо2 Тромъеганское 0,575
С'О О с_С А Восточно-Тромъеганское 0,597
Объект ЮК2-9 Поттымско-Ингинский Л.У. 0,606
Абдрахмановская пл. [6] Ромашкинское 0,670
Объект АВ13+АВ21 Западно-Ермаковское 0,721
6 Объект АС10-АС12 Приобское (ЮЛТ) 0,739
БВ6 Нонг-Еганское 0,745
Объект ЮК2-10 Восточно-Ингинский Л.У. 0,866
Окремненный песчаник Хасси-Мессауд (по В.Д. Лысенко): т = 8%; К = 5 мД 1,0
• потокорегулирование в пластах через совместные нагнетательные скважины. Таким образом, проведенное детальное изучение неоднородности пластов месторождения «КМК» имеет конкретное практическое применение.
Вряд ли можно установить какие-либо универсальные и достаточно точные зависимости параметра V2посл от других геологических характеристик продуктивных пластов различных месторождений. Однако некоторые тенденции здесь все же существуют. Например, чем выше песчанистость пласта, тем ниже У2посл. И наоборот, чем выше расчлененность пласта, тем выше его V2посл. Прослеживается также и некоторая общая тенденция: чем выше средняя толщина одного проницаемого пропластка, тем ниже послойная неоднородность пласта (объекта) (рис. 5).
По всей видимости, границей между прерывистыми, слоистыми пластами и более монолитными горизонтами является V2посл = 0,5, а средняя граничная толщина одного проницаемого пропластка при этом будет составлять 2 м.
ВЫВОДЫ
1. При проектировании и анализе разработки нефтяных месторождений наряду с 3D-моделированием геологам и разработчикам рекомендуется шире использовать известные геостатистиче-ские методы оценки неоднородности, в особенности многопластовых объектов, водонефтяных и газонефтяных зон.
2. Показатель послойной неоднородности V2посл (по В.Д. Лысенко) является универсальным критерием сравнения степени неоднородности различных пластов и многопластовых объектов.
3. По данным изучения нефтенасыщенных толщин и проницаемости 2 тыс. пропластков месторождения «КМК» детально исследован параметр послойной неоднородности У2посл, оказывающий существенное влияние на величину коэффициентов заводнения и нефтеотдачи пластов и объектов.
4. По величине V2посл пласты месторождения «КМК» характеризуются:
М2 - невысокой послойной неоднородностью ^2посл = 0,16);
М^ Ю2 и Ю3 - средней послойной неоднородностью ^2посл = 0,41-0,48);
Ю1 и Ю4 - высокой послойной неоднородностью (^посЛ = 0,75-0,96).
5. Полученные результаты необходимо учитывать при планировании ГТМ и мероприятий по совершенствованию системы разработки месторождения «КМК».
6. Приведены сведения о величине V2посл некоторых объектов нефтяных месторождений Западной Сибири и других районов страны.
7. При анализе разработки сложно-построенных ЭО рекомендуется тщательно исследовать такой важнейший параметр, как ожидаемый коэффициент заводнения (использования подвижных запасов).
литература
1. МухарскийЭ.Д.,Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. - М.: Недра, 1982.
- 239 с.
2. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975.
- 175 с.
3. Батурин Ю.Е. Определение коэффициента нефтеотдачи при внутриконтурном воздействии: Сб. трудов СибНИИНП «Геология и разработка месторождений Западной Сибири», Тюмень, 1976. - Вып. 6. - С. 89-95.
4. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 2005. - 607 с.
5. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии. - Тюмень: Изд-во ОГУП «Шадринский Дом Печати», 2010. - 135 с.
6. Хисамов Р.С., Насыбуллина С.В., Латифуллин Ф.М. Влияние одновременно-раздельной эксплуатации на темпы отбора нефти и нефтеотдачу на примере Ромашкинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. -2013. - № 3. - С. 50-53.
7. Тимонов Н.В., Сергейчев А.В., Ямалов Н.Р., Му-сабиров Т.Р. Влияние неоднородности пласта на прогнозный коэффициент извлечения нефти на северном лицензионном участке Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 11. - С. 38-40.
Fields development
On the need to study non-uniformity of multilayer formations of oil fields using geostatistical methods
A.N. Yanin, General Director of Design Bureau TERM LLC; e-mail: Term@tmn.ru; term-pb@ruscom.ru
The current stage of design of oil fields development in Russia is characterized by widespread use of three-dimensional digital geological and hydrodynamic modeling. Moreover, despite modest provision of models with the initial geological and commercial information, requirements to quality of 3D models recently created in the industry are being increased.
Keywords: geostatistics, oil field, producing layer, sublayer, multilayer formation, Layer-by-Layer non-uniformity, flooding factor, oil recovery ratio References:
1. Mukharskiy E.D., Lysenko V.D. Proektirovanie razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy pLatformennogo tipa (Design of oil fields of platform type development). - Moscow: Nedra, 1982. - 239 p.
2. Lysenko V.D., Mukharskiy E.D. Proektirovanie intensivnykh sistem razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy (Design of intensive systems of oil fields development). - Moscow: Nedra, 1975. - 175 p.
3. 3Baturin Yu.Ye. OpredeLenie koeffitsienta nefteotdachi pri vnutrikonturnom vozdeistvii (Determination of oil recovery ratio in case of contour exposure): Collected works of SibNIInp 'Geology and fields development in Western Siberia', Tyumen, 1976. - Issue 6. - P. 89-95.
4. Lysenko V.D., Graifer V.I. RatsionaL'naya razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy (Rational development of oil fields). - Moscow: Nedra, 2005. - 607 p.
5. Bad'yanov V.A. Metody komp'yuternogo modeLirovaniya v zadachakh neftepromysLovoy geoLogii (Methods of computer modeling in the oil field geology). - Tyumen: Publishing house of the Regional State Unitary Enterprise 'Shadrinsky Printing House', 2010. - 135 p.
6. Khisamov R.S., NasybuLLina S.V., LatifuLLin F.M. VLiyanie odnovremenno-razdeL'noi ekspLuatatsii na tempy otbora nefti I nefteotdachu na primere Romashkinskogo neftyanogo mestorozhdeniya (Influence of muLti-LeveL oil and gas recovery on rates of oil production and oil recovery in case of Romashkinskoye oiL fieLd) // OiL Industry. - 2013. - № 3. - P. 50-53.
7. Timonov N.V., Sergeychev A.V., YamaLov N.R., Musabirov T.P. VLiyanie neodnorodnosti pLasta na prognozniy koeffitsient izvLecheniya nefti na severnom Litsenzionnom uchastke Priobskogo mestorozhdeniya (InfLuence of the Layer non-uniformity on the estimated coefficient of oiL extraction in the northern Licensed area of Priobskoye fieLd) // OiL Industry. - 2012. - № 11. - P. 38-40.
ВНИИ * .10
к&фті
ОЛО «Всероссийский нефтегазовый н*учно~нссдедовательеKidJ институт им* академика А.П. Кридом» (ОЛО «ВНИНпефтт,»)
IV “ “
70 л ет
ВНШшфши
«Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов»
18-19 сентября 2013 г.
ОРГАНИЗАТОРЫ:
Мнн не I ере I ко обрл лшачин н науки РФ ОАО «Зару Пеагиеф 11.»
МшшгИ^ичеш ир11|Щ(пы^ |!(.‘1:у|]^ч11: и Щилонш СФ 0,\0 «ВН НН]1сф| ь»
Мвинстерство энергетики РФ ОДО^Р ИНТ К|Ше#т< отдв на»
ЦК1* глра» ОЛО *Ги ирпшнпшфть»
Научный С'нмнозиум проводится с привлечением широкого крут специалистов; как непосредственно занимающихся проблемами повышения КИН в научных подразделениях нефтяных компаний и институтов; так и промысловых работников реализующих и» практике технологии и методы повышения добычи нефти, е приглашением спе! шал исто» тп нефтедобывающих стра и ПI Г,
чірОонатпьімн п трещиноватыми
ГЛАВНАЯ ТЕЧА СИМПОЗИУМ.і - разработка мыториждетш коллекторами
18 сеніибрм 13 і.
Пленарное заседание - Соименные достижения науки и техники в ойлартЫ ПНИ и совсршскстЕюакне улравяентія просіками її ресурсами и нсфгелобї.іче.
19 се л і я при 21)11 г.
Тематические направления работы пп секциям:
СЬпдаЦЛЇ t — Аияліїї сосгря пня и ОЕ1ытп;)пмс|{снпл-технологий н методов увеличения нсфісотлачн лая разработки честороїкдспнй с карбонатными н трсошновагтыыи шлмпгарамн r стране и рубежом
< ieWтМ2 Ляаіни состояния........ленцнала йрнжншнн еоиремспни* мстондо^«Щічсння иефтюгдачч на местарогісденнйх страны
ЕекчаяМ.3 ■ РезупьтаЩ исследования механизмов чшісчсн и я нефтн а конкретных гєолоііо-і|іпїнчєских условиях нефтянъи ЧССТОрОЖДСНИЙ Б ГІСЛЯХ обоснования КОНКрСТНМХ технологий И методов ЇВМІГКІІНЯ нефтеотдачи
Адрес: т. Мое™, Генеральный „я,Ииформ.циониые спонсоры:
Дни f ронскии прнезд,д. 10.
Телефон: {495) 748-ЗМЯ
E-mail: mfb@vrnncft,Ri ШЙЙЗ™
Web-ca ит: www. vni ineft.ru
Нештъ
щнмі Умі iw d сть інйпонрзидащ
нефть газ
Буре
*
Нефть НЕФТЬ
.капитал
ЇІРРЙТОРИЙ
НЕФТЕГАЗ
П Инжиниринг
^ufi
Approved
Event
A
R
21-я КАЗАХСТАНСКАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА И КОНФЕРЕНЦИЯ
НЕФТЬ И ГАЗ
KIOGE
ВЫСТАВКА
1-4
ОКТЯБРЯ 2013
Алматы • Казахстан КЦДС «Атакент»
www.kioge.ru
КОНФЕРЕНЦИЯ
3-4
ОКТЯБРЯ 2013
Алматы • Казахстан
ВЕДУЩЕЕ НЕФТЕГАЗОВОЕ МЕРОПРИЯТИЕ ЦЕНТРАЛЬНОЙ АЗИИ
ORGANISED BY
THE ITE CROUP
ITE Moscow T + 7 495 935 7350 E oil-gas@ite-expo.ru
ITE Group PLC T +44(0)207 596 5000 E oilgas@ite-exhibitions.com
