CC BY
24
Тип К пр_керн К пр_ГИС К пр_ГДИС Ф а К прод Кпор_ пор_ керн К пор_ ГИС кол-во пластов
1 30 18 20 15 8 10 34 37 43
2 64 25 45 41 16 35 68 49 77
3 4 0 5 4 0 2 5 1 5
4 28 12 28 22 9 11 33 22 35
5 28 13 35 21 0 14 26 33 45
6 13 4 14 10 4 4 12 6 15
а)
Таб. 3 — Статистика определения параметров по базе данных, шт Tab. 3 — Statistics of determining parameters using the data base, pc
*np rue
б)
,1 I.I
70 60 50 40 30 20 10 О
1200 1000
800 600
400 200
в) г)
Рис. 1 — Средние значения Кпр по группам коллекторов: а) Кпр по результатам интерпретации ГИС; б) Кпр по результатам ГДИС; в) Кпр по результатам исследований на образцах керна; г) количество определений коэффициента проницаемости для каждого вида исследований
Fig. 1 — Average value of Кпр depending on the reservoir groups: а) Кпр based on the results of interpreting the reservoir properties; б) Кпр based on the results of hydro dynamic research of wells; в) Кпр based on the results of researching the test core samples; г) number of permeability coefficient determinations for each type of research
по жидкости (в подавляющем большинстве случаев это чистая нефть) в зоне дренирования скважины, и отсутствием в открытом доступе более детальной информации по объектам представленной базы данных. Более детальная информация по объекту, как правило, позволяет осуществить поиск зависимостей между ФЕС, определенными различными методами, и выбрать оптимальные алгоритмы распространения свойств в межскважинном пространстве. Так, на примере ВУ ОНГКМ видно, что может существовать достаточно тесная корреляционная связь между коэффициентами проницаемости по ГДИС и керну, ГДИС и ГИС, коэффициенты корреляции 0,78 и 0,53 соответственно (рис. 2). В этом случае параметры определены по одним и тем же скважинам, либо пилотным стволам соответствующих скважин, из которых осуществлялся отбор керна и проводились специальные исследования ГИС. Коэффициенты а и ф по участкам отличаются и позволяют дать оценку «типу» проницаемости, определяющему приток к скважинам (таб. 4). Стоит отметить наличие связи между коэффициентами а, ф (в меньшей степени) и значениями по атрибуту когерентности, отражающему степень разуплотнения пород в продуктивном интервале. Коэффициент а по участкам с преобладание «трещинного типа» проницаемости № 1, 5, 6, 7 изменяется в интервале 2,3-13,5 при изменении средних значений атрибута когерентности, тогда как по «поровому типу» а составляет 0,83-2,3, а средние значения атрибута когерентности — 0,03-0,05.
Учет участков № 6 и 7 с максимальными значениями а приводит к критичному снижению коэффициента корреляции зависимости между К„р гдис и Кпр гис (рис. 2 б в) что говорит о необходимости обязательного включения в комплекс исходной информации данных испытаний скважин, ГДИС и эксплуатации при принятии решений по коллекторам с трещинной и каверновой емкостью и проницаемостью.
Рис. 2 — Кросс-плоты зависимости коэффициентов проницаемости по ГДИС, ГИС и керну для участков ВУ ОНГКМ Fig. 2 — Cross plots of dependencies of permeability coefficients per hydro dynamic research, reservoir properties and test core for the areas of the
Eastern Section of the Orenburg Oil and Gas Condensate Field
№ К , мД пр_керн мин макс ср К пр_ГИС* мин мД макс ср К пр_ГДИС мин , мД макс ср Ф мин макс ср а мин макс ср
1 1 188 29,1 4 64 22,0 3 225 39,9 0,205 56,3 8,3 0,2 5,2 1,4
2 0,2 466 44,0 6 197 55,9 5 461 102 0,208 305 16,2 0,2 11,9 3,6
3 5 4000 1008,3 0 0 0 25,3 3500 769 0,875 10 7,2 0,0 0,0 0
4 0,00001 1400 103,9 9 240 58,5 0,2 2000 162 0,007 670 56,0 0,0 3,4 1,4
5 0,2 997 89,7 0,5 86 8,3 0,34 4000 360 0,419 30 7,1 0,8 13,5 3,6
6 0,5 220,5 48,6 1,5 78 55,4 1,9 11878 1208 0,061 1200 152,5 0,1 1,3 0,6
Таб. 4 — Характеристика выделенных групп коллекторов
Tab. 4 — Characterization of the isolated groups of reservoir 40 Экспозиция НЕфть газ ноябрь 7 (60) 2017
Таким образом, имея в наличии первичный набор по комплексу исследований единичных разведочных, поисково-оценочных скважин по результатам комплексирования данных испытаний и первичной интерпретации ГИС и керна можно существенно скорректировать программу доизучения целевых объектов, дифференцировать площадь залежи по данным разведочной сети скважин и опережающих эксплуатационных скважин с функцией доразведки.
При определении группы коллектора, к которой относится исследуемый объект,
и интервалов изменения значений филь-трационно-емкостных параметров рекомендуется следующая последовательность действий:
1. Установить, какой группе коллекторов соответствуют значения проницаемости объекта определенные по ГИС, ГДИС и керну;
2. Сверить характеристику типа коллектора, при наличии, и установить «укрупненный» тип коллектора (таб. 3);
3. Посмотреть, соответствуют ли значения дополнительных показателей: коэффициенты пористости, продуктивности,
остаточной водонасыщенности, а и ф исследуемого объекта выбранной группе. Указанные параметры могут иметь отклонения от приведенных в таб. 5 интервалов значений;
4. При значительных отклонениях параметров, приведенных в классификации, есть возможность пополнения базы данных и корректировки количественных характеристик показателей по группам коллекторов.
Оценочно-промысловая классификация представлена в таб. 6.
Показатель/^ участка/ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
№ «тип» проницаемости,
п_п определяющей основной приток трещин- поро- поро- поро- трещин- трещин- трещин- поро- поро- поро-
к скважинам ный вый вый вый ный ный ный вый вый вый
1 Кол-во крупных разломов, шт 9 4 2 6 2 6 5 5 7 9
2 Среднее значение по атрибуту когерентности 0.12 0.04 0.05 0.04 0.1 0.07 0.07 0.03 0.03 0.05
3 Кпродуктивности (ГДИС), м3/ сут*кгс/см2 0.8 0.3 0.2 0.4 0.54 1.4 0.9 0.26 0.46 0.54
4 К п,,, мД 0.47 0.48 0.2 0.31 0.26 0.24 0.38 .053 0.6 0.41
5 К __„_, мД пр_ГДИС' " 1.6 0.4 0.34 0.4 0.6 3.2 2.3 0.9 0.9 0.94
6 К , мД пр_керн' ~ 1.8 0.8 0.7 non non 1.7 non non 0.99 0.5
7 а 3.4 0.83 1.7 1.3 2.3 13.5 6 1.7 1.5 2.3
8 ф 0.9 0.5 0.5 non non 1.9 non non 0.9 1.9
Таб. 5 — Характеристика участков ВУ ОНГКМ Tab. 5 — Characterization of the areas of the Eastern Section of the Orenburg Oil and Gas Condensate Field
Тип
Группа коллектора коллектора (после
укрупнения)
1
поровыи
каверново-поровый
00 00
ЧО (N Р"! (N
04
о
00
о, о"
00 о, о"
о, о"
00 о, о"
,"
" ," " " ",
трещинныи
" "
с^ с^ с^
трещинно-поровый
" " "
" "
трещинно-
каверново-
поровый
h-(Л
" "
(Л
■о-
трещинно-каверновый
00 h-00
"
00
Таб. 6 — Оценочно-промысловая классификация Tab. 6 — Estimated-field classification
К прод К , пор_керн' д.ед К пор_ГИС* д.ед S , д.ед
мин макс ср мин макс ср мин макс ср мин макс ср
0,0 58,0 8,7 0,08 0,28 0,13 0,08 0,17 0,12 0,002 0,37 0,18
0,0 99,0 4,7 0,01 0,22 0,11 0,04 0,19 0,12 0,100 0,33 0,20
0,7 1,3 1,0 0,04 0,14 0,09 0,00 0,00 0,00 0,190 0,19 0,19
0,0 45,4 10,5 0,00 0,38 0,08 0,00 0,15 0,07 0,100 0,50 0,22
0,2 6,1 1,2 0,02 0,99 0,15 0,01 0,15 0,10 0,100 0,66 0,23
0,5 3,7 2,0 0,01 0,23 0,09 0,03 0,12 0,07 0,080 0,49 0,26
Таб. 4 — Характеристика выделенных групп коллекторов (окончание таблицы) Tab. 4 — Characterization of the isolated groups of reservoir (end of table)
К
К
К
ф
К
К
К
S
а
2
3
4
5
6
Итоги
На основе проведенного анализа базы данных предложена оценочно-промысловая классификация карбонатных коллекторов. Создана пополняемая база данных фильтра-ционно-емкостных свойств карбонатных коллекторов, которая может быть использована для поиска объектов-аналогов по ключевым ФЕС.
Выводы
Для более точной характеристики фильтра-ционно-емкостных параметров и поиска зависимостей между параметрами объекта рекомендуется проводить весь комплекс исследований на одних и тех же скважинах. Оптимальный набор методов исследований: комплекс стандартных и специальных методов ГИС, прямых методов и лабораторных исследований керна необходимо формировать по результатам строительства первых
разведочных и поисково-оценочных скважин, дающих представление о выявленных типах емкостного пространства. По результатам определять необходимость постановки 3Э сейсмических работ в поддержку разработки, дизайн съемки планировать с учетом предполагаемого типа емкостного пространства и особенностей генезиса объектов аналогов.
Список литература
1. Тугарова М.А. Породы-коллекторы: Свойства, петрографические признаки, классификации. Санкт-Петербург, 2004. 36 с.
2. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Государственное научно-техническое издательство нефтяной
и горно-топливной литературы, 1963. 225 с.
3. Лозин Е.В. Атлас нефтяных и газовых месторождений, разрабатываемых ПАО АНК «Башнефть». Уфа: БашНИПИнефть, 2015. 270 с.
4. Вклад исследований молодых ученых в компьютеризацию проектирования. Сборник докладов научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть». Уфа: БашНИПИнефть, 2012. 242 с.
5. Сборник научных трудов Всероссийского нефтегазового научно-исследовательского института им. А.П. Крылова. Москва, 2007. 345 с.
6. Луис Х.Р. Основы разработки трещиноватых коллекторов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. 118с.
7. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. М.: Недра, 1991. 286 с.
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Estimated-field classification of carbonate reservoirs UDC 622 276
Authors:
Mikhail A. Monzherin — head of geology and development section1; Monzherin.MA@gazpromneft-ntc.ru
Rustam N. Asmandiyarov — head of the Department of Geology and development of current1; Asmandiyarov.RN@gazpromneft-ntc.ru Shamil Kh. Sultanov — Sc.D., professor23; ssultanov@mail.ru Rufina K. Sabirdzhonova — lab assistant2
1LLC Gazpromneft Science & Technology Centre, Saint-Petersburg, Russian Federation 2FGBOU VO "Ufa State Petroleum Technological University", Ufa, Russian Federation
3Institute of strategic researches of the Republic of Bashkortostan, Center of oil and gas technologies and new materials, Ufa, Russian Federation
Abstract
This article presents the results of the analysis formed the base data of the filtration-capacitive properties (FCP) of carbonate reservoirs. Collected indicators of FCP defined on the whole complex of methods: laboratory studies of core samples, well logging, hydrodynamic well survey, lifetime data.
Proposed assessment field classification of carbonate reservoirs, which allows to evaluate the predominant type of permeability that provides a flow. The purpose of the proposed valuation and commercial classification is to complement existing classifications, which are based on genetic assessment and genetic criteria, qualitative and quantitative indicators of the type of the void space, the intervals of variation coefficients of the open, effective porosity and absolute permeability are defined primarily by core and well logging.
Materials and methods
The database formed on the basis of the analysis of a wide range of open published sources. The analyzed database includes information for 220 of carbonate productive formations 98 of the deposits. In the deposits of the Volga-Ural (VU PNC) and Timan-Pechora (TP OGP) oil and gas provinces of Eastern Siberia of the Russian Federation, other regions of the world.
Results
Created updated database of reservoir properties of carbonate reservoirs, which can be used to find analogues for key FCP.
On the basis of the analysis of the database proposed assessment and field classification of carbonate reservoirs.
Conclusions
For improved characterization of reservoir properties and search of dependences between parameters of an object it is recommended to the whole set of studies on the same wells. The optimal set of research methods: a set of standard and special well-survey methods, direct methods, and laboratory core studies need to build on the results of the construction of the first prospecting and exploration wells, giving an indication of the identified types of capacitive space. According to the results to determine the need for 3D seismic work to support the development, design shooting plan based on the projected type of capacitive space and features of genesis object counterparts.
Keywords
reservoir, permeability coefficient, research, core, well logging
References
1. Tugarova M.A. Porody-kollektory: Svojstva, petrograficheskie priznaki, klassifikatsii [Reservoir rock: Properties, petrographic features, classifications]. Saint Petersburg, 2004, 36 p.
2. Kalinko M.K. Metodika issledovaniya kollektorskikh svoystv kernov [Methods of investigating reservoir properties
of cores]. Moscow: State Scientific and Technical Publishing House of Petroleum and Mining Fuel Literature, 1963, 225 p.
3. Lozin E.V. Atlas neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy, razrabatyvaemykh PAO
ANK "Bashneft'" [Atlas of oil and gas fields developed by "Bashneft"]. Ufa: BashNIPIneft', 2015, 270 p.
4. Vklad issledovaniy molodykh uchenykh v komp'yuterizatsiyu proektirovaniya. Sbornik dokladov nauchno-tekhnicheskoy konferentsii molodykh uchenykh-spetsialistov OOO «BashNIPIneft'» [Research contributions of young scientists in the computerization of the design process. The collection of reports of scientific-technical conference of young scientists-specialists of Ltd BashNIPIneft']. Ufa: BashNIPIneft', 2012, 242 p.
5. Sbornik nauchnykh trudov Vserossiyskogo neftegazovogo nauchno-issledovatel'skogo instituta im. A.P. Krylova [Collection of scientific works of the all-Russian oil and gas scientific research Institute.
A.P. Krylov]. Moscow, 2007, 345 p.
6. Luis Kh.R. Osnovy razrabotki treshchinovatykh kollektorov [Basis of the development of fractured reservoirs]. Moskva-Izhevsk: Institut komp'yuternykh issledovaniy, 2012, 118 p.
7. Burlin Yu.K., Konyukhov A.I., Karnyushina E.E. Litologiya neftegazonosnykh tolshch [Lithology of petroleum bearing strata]. Moscow: Nedra, 1991, 286 p.
42
Экспозиция НЕфть газ ноябрь 7 (60) 2017
ТМС Трубопроводная
^ продукция:
ГРУПП
Трубы и детали трубопроводов С внутренним антикоррозионным лакокрасочным покрытием, металлизационное покрытие концевых участков труб.
Трубы полиэтиленовые Ф 25-450 мм для трубопроводов, транспортирующих питьевую аоду температурой от 0 до +40 °С.
Мы минимизируем Ваши потери на авариях трубопроводов!
производство труб и фасонных изделий в антикоррозионном и теплоизолированном исполнениях
Трубы и детали трубопроводов теплоизолированные пенополиуретаном, для подземной бесканальной И надземной прокладки.
Детали трубопроводов стальные Приварные с внутренним полимерным покрытием Ф 89-325 мм (ГОСТ 16037) для сооружения и эксплуатации напорных трубопроводов с температурой эксплуатации от -30 до +100 °С.
Трубы с комбинированной изоляцией для строительства магистральных нефте-и газопроводов, а также технологических трубопроводов, транспортирующих высокотемпературную среду до +250 °С.
Состоят из базальтового волокна и пенополиуретана.
Полевой способ подготовки концов трубопроводов в виде раструба и конуса. Сборка производится с применением оборудования «Батлер».
Металл опластмассовые трубы и детали трубопроводов Ф 89-325 мм.
Стальные трубы и детали трубопроводов с наружным полимерным покрытием, футерованные внутри полиэтиленовой оболочкой, закрепленной наконечниками из коррозионностойкой стали.
Механические электроизолирующие соединения (МЭСТ). Предназначены для электрического разъединения трубопроводов в целях устранения блуждающих токов и предотвращения рассеивания защитных токов электрохимической защиты.
Наружное полиэтиленовое покрытие труб ф 57-1420 мм. Покрытие наружное защитное на основе экструдированного полиэтилена.
Внутреннее цементно-песчаное Покрытие труб 0 159-1420 мм для трубопроводов, транспортирующих питьевую и производственно-хозяйственную воду, предотвращающее биоотложения и сохраняющее качество воды.
8-800-250-79-39 tmcg@tmcg.ru
www.тмc-гpyпп.pф
€4) TMC pipinf
m.y group products:
production of pipes and formed
parts in anti-corrosive
and heat insulation executions
We minimize your losses incurred in pipeline emergencies!
Metal plastic pipes and pipeline
parts 0 89-325 mm.
Steel pipes and pipeline parts with
external polymer coating, lined
inside with a polyethylene film
secured with anticorrosion steel
caps.
Mechanical electrical insulating connections. Designed for electrical disconnection of pipelines for the purpose of eliminating stray currents and preventing protective currents of electrochemical protection from becoming dissipated.
External polyethylene coating for pipes 0 57-1420 mm. External protective coating based on extruded polyethylene.
Internal cement sand coating of the pipes 0 159-1420 mm for pipelines, which transport drinking and industrial water which precludes bio buildup and prevents water quality from deteriorating.
Pipes and pipeline parts with internal antl-corrosive lacquer and paint coating Metallized coating of pipe's end section.
Polyethylene pipes 0 25-450 mm for pipelines, which transport drinking water with a temperature from 0 to +40 °C
Pipes and pipeline parts heat insulated with polyurethane for underground trenchless pipe laying and over-the-ground Saying.
Pipes with combined insulation for construction of trunk oil and gas pipelines as well as process pipelines which carry high temperature medium up to +250 °C. Made from basalt fiber and polyurethane foam.
Pipeline parts, steel welded ones with an internal polymer coating 0 89-325 mm (GOST 16037) for construction and operation of pressure pipelines with an operating temperature between -30 and +100 °C.
Field method of preparing pipeline ends in the form of a flare and taper. Assembly is carried out using Butler equipment.
8-800-250-79-39 tmcg@tmcg.ru www.tmcg.ru
