CC BY
105
104
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
На Покамасовском нефтяном месторождении в 2014 году для борьбы с выносом проппанта в 4 скважинах после ГРП был установлен фильтр. Однако это не дало ожидаемого результата, так как частицы разрушенного проппанта проходили сквозь отверстия фильтра. После этого в скважину спустили фильтр эффективной размерности, что привело к неэффективному использованию электроцентробежного насоса.
Вероятность выноса проппанта можно снизить созданием постепенной (не резкой) депрессии на пласт. Т.е. если используется механизированный способ добычи нефти, то откачку продукции скважины насосом необходимо производить на низких оборотах, если же используется фонтанный способ добычи нефти, то на фонтанной елке необходимо установить штуцер наименьшего диаметра. Данный способ освоения скважин после ГРП используется на Приобском нефтяном месторождении.
В ряде случае может быть полезным форсированное закрытие трещины. Например, на низкопроницаемых месторождениях Шаимской группы оно нашло широкое распространение. Часть геля вымывается сразу после закрытия трещины, также создается препятствие произвольному оседанию проппанта. Однако при форсированном закрытии из трещины вымывается несколько м3 проппанта, что приводит к отрицательным последствиям.
На основании выполненного анализа способов снижения выноса проппанта можно сделать следующие выводы:
1) 3-4-х дневный простой, связанный с правильным выводом на режим работы скважин менее затратен, чем возможная остановка добычи нефти на неделю
за счет ремонта вышедшего из строя электроцентробежного насоса по причине выноса проппанта из скважины. В результате нефтяная компания, рассчитывая на получение экономического эффекта от мгновенного вывода на режим работы скважины, может получить в дальнейшем потерю дебита от недельного простоя скважины, связанного с ремонтом установок электроцентробежных насосов.
2) Использование технологии RCP существенно снижает вынос проппанта.
3) Технологические приемы и технические средства, ограничивающие и предотвращающие вынос проп-панта из продуктивного пласта, в каждом случае следует выбирать, исходя из конкретной ситуации.
Список литературы
1. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта Текст. // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. - № 5. - С. 3 - 41.
2. Желтов, Ю.П. Деформация горных пород Текст. / Ю.П. Желтов. -М.: Недра, 1966. 198 с.
3. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта Текст. / Р.Д. Каневская. М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 1999. -212 с.
4. Малышев, А.Г. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Текст. / А.Г. Малышев и др. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 46 - 52.
ПРИМЕР МЕТОДИКИ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
НЕФТЯНОГО КОЛЛЕКТОРА
Фролова Елена Васильевна
Специалист отдела разведочной геологии НИПИморнефтегаз СП «Вьетсовпетро», г. Вунгтау, Вьетнам
АННОТАЦИЯ
В статье показана методика построения геологической модели, используемая для нижнемиоценовых коллекторов Центрального участка месторождения Дракон Кыулонгского бассейна шельфа Вьетнама. Представлены способы идентификации условий формирования отложений и гидродинамических классов коллекторов. Показан алгоритм построения модели.
ABSTRACT
This paper shows the method of constructing a geological model that is usedfor Lower Miocene reservoirs in the Central Dragon oilfield, Cuu Long basin, Vietnam offshore. The article presents how to identify sedimentary environments and hydrodynamic reservoir classes (Hydraulic Flow Units). The algorithm for constructing a model is presented in.
Ключевые слова: нижнемиоценовые коллектора, обстановка осадконакопления, фильтрационно-емкостные свойства, гидродинамические классы коллектора.
Keywords: Lower Miocene reservoirs, sedimentary environment, reservoir properties, Hydraulic Flow Units.
Актуальность вопроса
В настоящее время, ввиду падения объемов добычи разрабатываемых уникальных залежей фундамента шельфа Вьетнама, особый интерес вызывают сложнопостроенные объекты осадочного чехла, слагаемые разнофациальными отложениями, примером которых является нижнемиоценовый нефтеносный комплекс Центрального участка месторождения Дракон.
Ввиду сложного геологического строения, значительного вклада тектонической составляющей в формирование коллекторов и залежей нефти, неоднородного характера распределения продуктивных горизонтов участка,
невыдержанности толщин коллекторов и их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по разрезу и площади, возникает необходимость детального изучения строения, условий образования, ФЕС пластов и построения адекватной геологической модели, в которой необходимо учитывать многообразие фильтрационно-емкостных неоднородностей коллекторов, обусловленных литологическими и фациальными особенностями пласта.
Для учета неоднородности ФЕС коллекторов при построении геологической модели предлагается использовать методику гидравлических единиц потока (коллектора) в комплексе с изучением условий формирования (обстановок осадконакопления).
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
105
Ввиду того, что структура пустотного пространства коллектора определяет динамику движения жидкой фазы [6], использование гидравлических типов коллектора позволяет значительно повысить эффективность моделирования резервуара [9].
Алгоритм моделирования
Геологическая модель терригенного коллектора должна отображать геологические особенности формирования резервуара [4]. Для построения модели необходимо использовать полный объем имеющейся информации о строении коллекторов [3, 4, 5]. Этапы построения модели резервуара представляют собой [6, 9, 11]:
• Построение литолого-седиментационной модели;
• Выделение типов коллектора;
• Построение петрофизической модели.
Для достоверного геологического моделирования необходимым является построение литолого-седимента-ционной модели, характеризующей развитие осадконакопления во времени и пространстве [10]. Процедура установления обстановок формирования базируется на комплексировании геолого-геофизических данных и различных методик, включающих: 1) систематизацию проведенных исследований продуктивных горизонтов нижнемиоценовой толщи; 2) проведение сейсмофациального анализа, детальной интерпретации сейсмических материалов на основе анализа сейсмических толщ, контроля моделей отражений и изучения последовательности отложений сейсмических толщ; 3) интерпретацию материалов геофизических исследований скважин (ГИС) с целью палеореконструкций с применением электрофациального анализа, в основу которого положено изучение по данным радиоактивного каротажа (ГК) и собственной поляризации (ПС) особенностей распределения гранулометрического состава пласта по разрезу, характеризующей гидродинамику процесса осадконакопления [2]; 4) изучение кернового материала с позиций литолого-фациального анализа, определение основных признаков, необходимых для идентификации обстановок осадконакопления (гранулометрический состав, сортированность материала, текстура (слоистость), наличие и количество органики, контакты и переходы) [1]; 5) анализ карт изопахит и данных биостратиграфических и палеонтологических исследований.
Для выделения типов коллектора используется классификация гидравлических единиц потока (HFU), базирующаяся на расчете параметра индикатора гидравлической единицы (Flow Zone Indicator (FZI), представляющего собой уникальный синтетический параметр, учитывающий такие геологические атрибуты, как тек-
стура породы, особенности минералогии и структуру геометрии порового пространства отложений, сформировавшихся в определенных обстановках осадконакопления [6, 8, 9, 12].
Рассмотренная методика, предложенная Дж. Тиа-бом и Эр. Дональдсоном, позволяет выделять зоны улучшенных фильтрационно-емкостных свойств (по площади и разрезу) и прогнозировать проницаемость в скважинах, пробуренных без отбора керна по комплексу признаков каротажных данных (откликов), характерных для конкретного значения FZI [12].
FZI =
RQI
NPI
где RQI (Reservoir Quality Index) - т.н. индекс качества коллектора,
NPI - нормированная пористость.
Данные получены из результатов петрофизических исследований керна, соответственно:
где k - абсолютная проницаемость. мД, ф - открытая пористость, д.ед. [12].
где ф - открытая пористость, д.ед. [12].
Исходя из фундаментальной петрофизической связи - уравнения Кармана-Козени:
я?
а-Л
где k - абсолютная проницаемость. мД, ф - открытая пористость, д.ед., Svgr - площадь удельной поверхности зерен (на единицу объема зерен),
Кт - коэффициент извилистости пор, д.ед. [12]. Следовательно,
Параметр FZI имеет размерность проницаемости (площади) и определяется структурой геометрии поро-вого пространства. Для выделения зон однородных ФЕС используется параметр HFU, который определяется методами математической статистики по распределению значений FZI в рассматриваемых отложениях (рис. 1).
Рис. 1. Пример выделения классов HFU по графику накопленной частоты параметра FZI для нижнемиоценовых коллекторов Центрального участка месторождения Дракон
106
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
Создание петрофизической модели выполняется при помощи следующих шагов [6]:
1) Построение объемной сетки;
2) Выделение гидравлических единиц потока (классов коллекторов);
3) Расчет индивидуальных для изучаемого участка зависимостей пористости и проницаемости для кадой литофации (рис. 2);
Рис. 2. Пример распределения зависимости петрофизических параметров по выделенным классам HFU для
нижнемиоценовых коллекторов
4) Расчет пористости по данным геофизических исследований скважин;
5) Расчет трехмерной модели проницаемости по кубу пористости с использованием полученных зависимостей пористости-проницаемости;
6) Построение пространственной модели распределения классов коллекторов [7].
Таким образом, полученная модель представляет собой распределение классов коллекторов в пространстве, выделение которых позволяет классифицировать породы с близкими значениями характеристик порового пространства. Полученные связи петрофизических параметров позволяют по значениям пористости и выделенному классу коллектора более точно вычислять проницаемость
[9].
Заключение
Ввиду того, что построение адекватных геологических моделей нефтяных месторождений позволяет существенно повысить эффективность разработки месторождений, в данной статье кратко изложены основы методики геологического моделирования, базирующейся на использовании гидравлических единиц потока (коллектора).
Построение модели сводится к следующим этапам: построение литолого-седиментационной модели, выделение классов коллекторов и определение их связей с комплексом каротажных данных, расчет куба проницаемости.
В отличие от моделей распределения пористо-сти/проницаемости построенная модель учитывает вклад емкостной неоднородности порового пространства и позволяет более точно рассчитать значения проницаемости в межскважинных зонах и на участках, не выявленных бурением.
Список литературы
1. Алексеев В. П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии). Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. 209 с.
2. Белозеров В. Б. Роль седиментационных моделей в электрофациальном анализе терригенных отложений / Геология нефти и газа // Известия Томского
политехнического университета, 2011. Т. 319, №1. С. 116-123.
3. Дерюшев А. Б. Опыт трехмерного геологического моделирования перспективных структур с применением результатов сейсмо- и литолого-фациаль-ного анализов, а также данных месторождений-аналогов // Вестник ПНИПУ. Г еология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. №7. С. 18-26.
4. Дойч К. В. Геостатическое моделирование коллекторов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. - 400 с.
5. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. 400 с.
6. Кошовкин И. Н., Белозеров В. Б. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений. Известия Томского политехнического университета. 2007. Т. 310. №2. С. 26-32.
7. Перевертайло Т. Г., Захарова А. А. Формирование ЗБ-геологических моделей месторождений нефти и газа в среде программного комплекса Petrel («Schlumberger»): практикум // Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. - 94 с.
8. Способ построения геологической и гидродинами-
ческой моделей месторождений нефти и газа / Алексеев В. П., Русский В. И., Фролова Е. В., Хасанова К. А.: пат. 2475646 Рос. Федерация. № 2011134564/03; заявл. 17.08.2011; опубл.
20.02.2013. Бюл. № 5. 5 с.
9. Хасанова К. А., Митяев М. Ю. Методика построения геологической модели нефтяного коллектора (на примере пласта БП11 Вынгаяхинского месторождения, Западная Сибирь) // Литосфера, 2014, №4, С. 106-112.
10. Хуснуллина Г. Р. Геологическое строение и условия формирования продуктивных пластов викулов-ской свиты Красноленинского месторождения
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ГЕОЛОГО-МИНЕРАЛОГИЧЕСКИЕ НАУКИ
107
нефти (Западная Сибирь): дис.... канд. геол.-мин., наук. -Тюмень, 2014. 195 с.
11. Чернова О. С. Стадийность построения комплексных геолого-геофизических моделей месторождений нефти и газа // Известия Томского политехнического университета, 2002. - Т. 305, вып. 6:
Геология, поиски и разведка полезных ископаемых Сибири. С. 259-268.
12. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Transport Properties / Djebbar Tiab and Erle C. Donaldson. -2nd ed. Gulf Professional publishing, 2012. - 950p.
