Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений"

На правах рукописи

БАТУРИН АНТОН ЮРЬЕВИЧ

ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25 00 17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень-2007

?0

003065727

Работа выполнена в Тюменском отделении «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»

Научный руководитель: - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Лапердин Алексей Николаевич

- кандидат технических наук Мулявин Семен Федорович,

Ведущая организация: - Общество с ограниченной ответственностью НПО «Сибтехнефть»

Защита диссертации состоится 05 октября 2007 г в 9-00 час на заседании диссертационного совета Д212273 01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул 50 лет Октября, 38

С диссертацией можно ознакомится в библиотечно-инфор-мационном центре ТюмГНГУ по адресу 625039, г Тюмень, ул Мельникайте, 72, каб 32

Автореферат разослан 04 сентября 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

У

В П Овчинников

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. В настоящее время не вызывает сомнения высокая технико-экономическая эффективность создания и эксплуатации 3-х мерных геолого-технологических моделей (ГТМ), в том числе постоянно действующих (ПДМ) эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений Эффективность заключается в увеличении до 10% коэффициента нефтеизвлечения из низкопродуктивных залежей, снижении отбора попутной воды, уменьшении процента неуспешных боковых стволов и ГРП Таким образом, создание и использование ГТМ и ПДМ позволяют решать актуальные проблемы текущего и перспективного планирования добычи нефти, проектирования, регулирования и анализа разработки, оценки и переоценки запасов углеводородов в недрах, планирования мероприятий по совершенствованию систем разработки и т д

Как показывает практика, нефтяные компании (российские не исключение) используют в своей работе западные программные продукты (ПП) организация баз данных - Schlumberger Fmder, Landmark Open Work, диспетчер данных - Open Spirit, открытый интерфейс - Schlumberger Ocean, Roxar RMS Open, Paradigm Epos, модули геологического моделирования - Schlumberger Petrel, Roxar JRAP RMS, системы Landmark, модули гидродинамического моделирования - Schlumberger Eclipse, Roxar Tempest More, Landmark VJP Российские ПП на рынке программного обеспечения (ПО) практически отсутствуют и нефтяными компаниями, исключая ОАО «Сургутнефтегаз», естественно, не могут использоваться

Из опыта применения западных ПП видны их существенные недостатки, в частности

- вывод и представление результатов геологического и гидродинамического моделирований (часто не русифицированы) не соответствуют российским нормативным требованиям Приходится использовать дополнительные программы для оформления результатов моделирования в требуемых форматах,

- невозможность устранять в оперативном порядке недостатки ПП и проводить их совершенствование,

- дороговизна и полная зависимость от поставщиков ПП, в том числе по политическим мотивам

Актуальность создания отечественных ПП в таких условиях сомнений не вызывает f

Цель работы - повышение эффективности проектирования и освоения месторождений углеводородов созданием отечественных ПП геологического и гидродинамического моделирований на базе АСПР «Техсхема», не уступающих по функциональным возможностям известному зарубежному ПО

Основные задачи исследований

1 Обоснование рациональных размеров шага сеточной области в плоскостях ХУ и (ХУ)Х

2 Разработка алгоритмов и программ геологического моделирования эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений

3 Разработка алгоритмов и программ ремасштабирования геологической модели в фильтрационную

4 Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели с использованием промысловой, геофизической и керновой информации

5 Построение функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды

Научная новизна выполненной работы

1 Установлены рациональные геометрические размеры области моделирования

2 Научно обоснован принцип построения 3-х мерных геологических моделей месторождений классического строения на основе деления его стратиграфического разреза на коллектор-неколлектор и формирования базовой модели распределения показаний геофизических зондов

3 Разработаны алгоритмы геологического моделирования резко фаци-ально-изменчивых продуктивных отложений (на примере горизонта ЮС2), ремасштабирования геологической модели в фильтрационную, обеспечивающие сохранность в фильтрационной модели основных геолого-физических, фильт-рационно-емкостных и геометрических характеристик залежей

4 Разработан и теоретически обоснован способ перевода абсолютной проницаемости геологической модели в фазовую (по нефти) фильтрационной модели Научно обоснована и разработана методика построения функций относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти, газа, воды

Практическая ценность и реализация. Создан комплекс геолого-технологического моделирования (КГТМ), объединяющий в единую технологическую цепочку АСПР (Симулятор) «Техсхема», комплекс программ «Не-

дра», Автоматизированную систему проектирования экономики «АСПЭК»

Основанный на оригинальных алгоритмах и выполненный на персональных компьютерах, КГТМ является полностью отечественным программным продуктом По функциональным возможностям он не ниже, а по некоторым позициям выше западных ПП Может быть альтернативой последним

КГТМ широко применяется в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении исследований и составлении проектных работ, подсчетах запасов и обоснованиях коэффициентов извлечения нефти из нефтяных и газонефтяных месторождений

На базе КГТМ возможно создать в перспективе поскважинную систему управления выработкой запасов нефти и газа из нефтяных и газонефтяных месторождений

Апробация результатов исследований. За последние семь лет с применением КГТМ выполнено 29 работ по 25 месторождениям (подсчеты запасов и ТЭО КИН, проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений), в частности «Технико-экономические предложения по освоению нефтяных и газовых месторождений республики Саха (Якутия)» и Иркутской области (8 месторождений), 2001 г (кстати, маршрут нефтепровода до Тихого океана выбран по маршруту, обоснованному в этих ТЭП), «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Рогожниковского месторождения», 2002г, «Технико-экономическое обоснование освоения нефтяных месторождений лицензионного участка «Центрально-Хорейверская зона», месторождений им А Титова и им Р Требса» Ненецкого автономного округа», 2003г (15 месторождений), «Технологическая схема разработки участка ОПР Центрального блока Талаканского месторождения на период до 2009 года», 2005г, «Создание геологической модели и подсчет запасов, ТЭО КИН Северо-Юрь-евского месторождения», 2007г, «Обоснование технологии и составление технологических схем ОПР на участках пласта ЮСг Федоровского и Восточно-Сургутского месторождений», 2007г

Проектные работы, ТЭО КИН и подсчеты запасов прошли апробацию в ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, ГКЗ Роснедра

Положения геологического моделирования вошли в «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденные Министром природных ресурсов Российской Федерации от 21 03 2007 №61, проект национального стандарта Российской Феде-

рации «Месторождения нефтяные и газонефтяные Правила проектирования разработки», 2007г

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах и одном авторском свидетельстве об официальной регистрации программ для ЭВМ в РОСПАТЕНТе РФ

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций Общий объем работы составляет 122 страниц печатного текста, в том числе 5 таблиц, 53 рисунков Список публикаций включает 46 источников

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введение отмечается, что при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Российской Федерации нефтяные компании (российские в том числе не исключение) используют западные программные продукты геологического и гидродинамического моделирований

Создание отечественных ПП геологического и гидродинамического моделирований является задачей актуальной и целью диссертации

В первом разделе отмечено, что согласно отраслевым нормативным документам, проектирование систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений должно проводиться в настоящее время с применением геологических и фильтрационных моделей эксплуатационных объектов месторождений И те и другие являются чрезвычайно сложными математическими моделями (программными продуктами - ПП), реализуемыми на мощных электронных вычислительных машинах

В силу объективных обстоятельств, западные ПП в настоящее время существенно более продвинуты по сравнению с российскими И поэтому именно западные ПП используют нефтяные компании (российские в том числе) в своей работе

Исключение составляет отечественный симулятор для гидродинамического моделирования АСПР «Техсхема», разрабатываемый и поддерживаемый В П Ма-йером и Ю Е Батуриным Начиная с семидесятых годов прошлого столетия и до прихода в регион западных нефтяных компаний, все месторождения Западной Сибири, включая гигантские Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Лян-торское и др были запроектированы с его применением В настоящее время им пользуется, в основном, ОАО «Сургутнефтегаз»

Группа компаний «TimeZYX» начала работу по созданию отечественных ПП Используя наработки разных организаций и исследователей России, группа начала формировать технологическую цепочку моделирования, включающую модули геологическое моделирование - «Сейсморазведка», «Петрофизика», «ГИС», «Корреляция», «Геология», гидродинамическое моделирование - «Ремасштабиро-вание», симулятор «МКТ» В реальном проектировании и разработке месторождений цепочка пока не используется

В настоящее время АСПР «Техсхема» дополнена разработанным нами комплексом программных продуктов (АСПР «Недра»), формированию модулей которого посвящены последующие разделы работы Комплекс геолого-технологического моделирования «Техсема» - «Недра» апробирован в течение семи лет при выполнении проектных работ, подсчетах запасов и ТЭО КИН многих месторождений России

Во втором разделе представлены разработанные автором методики построения трехмерных геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений на базе сейсмической, промыслово-геофизической и петрофизической информации

Изложены этапы построения ГМ пластов классического строения (под классическим понимается строение большинства продуктивных пластов месторождений Западной Сибири, залежи углеводородов которых приурочены к терригенным коллекторам ловушек УВ самого распространенного пластово-сводового, иногда литологически ограниченного типа, при этом выделение и детальная корреляция самих эксплуатационных объектов никаких затруднений не вызывает)

На первом этапе, в зависимости от типа залежи, ее строения, объема и равномерности распределения исходной информации, обосновывают линейные размеры сеточной области в плоскости XY

Общие границы области моделирования от внешних контуров месторождения проводятся с учетом пьезопроводности продуктивных пород таким образом, чтобы заданные при гидродинамических расчетах краевые условия не влияли на процесс разработки залежи Для низкопроницаемых пластов (Кпр менее 0 01 мкм2) - это порядка 1-2 км, для средне- и высокопроницаемых — 5-15 км В случае наличия естественных линий литологических замещений (выклиниваний и/или дизъюнктивных нарушений) внешние границы расчетной области проводят по ним

На втором этапе выбирают шаг сеточной области в плоскости XY В работе,

по результатам проведенных исследований, показано, что в зависимости от геолого-физических условий залежей и применяемых плотностей сеток скважин, при выполнении проектных работ шаг сетки как в ГМ (с точки зрения точности подсчета запасов нефти), так и в ФМ (с точки зрения точности расчета технологических показателей разработки) варьирует в диапазоне 30-100 м, т е примерно соответствует радиусу зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин Он и рекомендуется в качестве шага сеточной области в плоскости ХУ

На третьем этапе выбирают шаг ГМ по оси Ъ согласно схеме приведенной на рис 1

В авторском алгоритме реализован принципиально новый подход, обеспечивающий отсутствие ситуаций осреднения ФЕС между коллекторами и неколлекторами за счет их отдельного картирования, что, в свою очередь, приводит к увеличению расчетных слоев детальной модели в два раза Преимущества

во-первых, зная номера слоев и их принадлежность к коллектору или неколлектору, уже на стадии формирования детального структурного каркаса месторождения становится возможным контролировать интегральные величины общей и эффективной толщины продуктивного пласта, его коэффициенты расчлененности и песчанистости, т е важнейшие геометрические параметры неоднородности,

во-вторых, всегда будет достигаться практически полная визуальная и численная идентичность между картами подсчетных параметров, полученными в результате «сложения» ЗБ модели в 2Б вид, и аналогичными картами, строящимися в процессе подсчета запасов углеводородов общепринятым интегральным способом, т е запасы в модели всегда будут соответствовать числящимся на государственном балансе и выступать в качестве корректной геологической основы при выполнении проектных работ,

в-третьих, разработанный алгоритм упрощения детальной геологической модели, базирующийся на излагаемой системе моделирования, позволяет максимально точно перенести характеристики исходной ГМ на более грубую фильтрационную модель

Геологические модели формируются в виде двух наборов информационных «кубов» базового и дополнительного

Распределение распределение слоев коллектора слоев не коллектора

нжн

Ш

о. о. Об

П З

1.0:12; 0.А 1.0.12: 0-5 С: 0:3 4 0 9 15; Л 6

О в; ! В; П 5

0. 0: а.Э С: 0; 0.з "" ■

0.В. 15.0.«

| Э,Б,15:04 I О:11; ОБ

4-Р йф. 1-3, 1?,0 5 10; 12; 0 3

О В 1й

ш

о ог^е

осе эо 15 слое*

всего ЗОсРое*

дш Ш

ЬЛг

ш

И

-Ш

М

СП

ц

1_

ШП —

ГШ ■

га

1. Детальная корреляция скважин с целью выделения характерных особенностей строения моделируемого интервала по разрезу.

2. Определение количества расчетных слоев по оси Z N выделенных корреляционных границ образуют N-1 интервалов разреза. Для кавдого интервала количество расчетных узлон принимается равным максимальному количеству выделенных в нем проопастков по ГИС. Общее количество слоев по 2. равно сумме слоев по интервалам;.

3. Разделение базовых слоев по оси I на коллектор и неколлектор. Реализация этой процедуры приводит к увеличению расчетных слоев детальной модели в два раза.

4. Структурный каркас- это набор карт ловерхностей залегания кровли и подошвы каждого расчетного слоя. т.е. "Куб" гипсометрических отметок, который строится путем последовательного суммирования карт толщин расчетных слоев к структурной карте верхней границы объекта моделирования

Аби. Отм.,

гэзсо .

■

- ? ' I

- 24 ге я

■ гязз

• 2550 2

■ КЖЭ

- ЯЯЗ£

Коннектор

- геео.з

- 2697.0

Ноктлектсф

Структурная наоса кровли

Рис, 1. Формирование детального структурного каркаса объекта моделирования

Базовый набор состоит из: детального структурного каркаса месторождения. «куба» коэффициента открытой пористости, ((кудов» коэффициентов начальной газ о- нефтенасы [ценности. «куба» коэффициента абсолютной проницаемости по газу.

Дополнительный набор может состоять из: «купон» коэффициента остаточной водо- нефтенасыщенности, «куба» литотипов продуктивных пород, «куба» коэффициента сжимаемости породы или других механических свойств (коэффициента Пуассона, модуля Юнга, пределов прочности породы на сжатие и разрыв), «кубов» показаний геофизических зоилов (апс, р„ и т.д.).

Структурный каркас месторождения изображен на рис. 1.

Построенный структурный каркас заполняется далее фильтрационно-ем костными ц лито логическими свойствами отложений, «насыщается» флюидами и следующей последовательности по схеме, приведенной на рис. 2.

Предложенный подход построения базовых «кубов* показаний геофизических зондов позволяет значительно упростить дальнейшие стадии создания ГМ, а именно расчет коэффициентов пористости, проницземости и начальной нефте насыщен ноет и по известным летрофизняееким зависимостям, обеспечивая тем самым согласованность их энам^ий ь «аодом расчетом узле модели. Кроме того, указавши подход a&zao/incti алзрэтмано корректировать модель в случав уточнения ил* изменении алгоритме интерпретации дачных ITJC без ее полной *г*еростройки».

Рис. 2. Формирование "кубов" фильтрационно-емкостиых свойств

объекта моделирования Имея базовый набор «кубов» геологической модели и используя полученные лабораторным путем числе иные зависимости каких-либо других параметров (например Кон=$Кш1), Ко\\г=1{Кпр), Кз^т-^Кп), где Кон - коэффициент остаточной нефтенасышенности, Ко\\ - коэффициент остаточной водо насыщены ости, К^т - коэффициент сжимаемости породы и др.), возможно получить любой комплект дополнительных 3-х мерных распределений свойств об ъекта м од е лир ования.

Разработана в апробирована методика построения ГМ фациально-кзмен-чивых пластов на примере горизонта ЮС; Сургутского свода.

В основе методики лежит учет пояифа циал ь но сти продуктивных отложений, обусловленной различными обстановкамп ос адконакопления (генезиса): континентального, морского и смешанного типов.

Для понимания сути предлагаемой методики рассмотрены особенности изменчивости аллювиальных отложений современной речной долины, детальное изучение которой позволяет выявить закономерное изменение состава отложений аллювия от крупно зернистых фракций вблизи русла до мелкозернистых (глинистых) вблизи бортов долины, а значит можно предположить, что и фильтрациоино-емкостные свойства погребенных пород будут иметь такой же характер изменчивости (лучшие в центре, худшие на краях).

Далее делается предположение, что всё многообразие фациальных условий (нолифацпалыюсть) осадконакоплен и я в конечном итоге можно так или иначе отождествить (по форме и фильтрациошш-смкостным свойствам) с типами аллювиальных отложений и задача построения геологической модели горизонта ЮС\ сводится к численной 3-х мерной геометризации фил ьтрационно-ем костных свойств аллювильных отложений с обеспечением их «смешанности».

Расчет геометрии русла производится на основе анализа скважинкой информации и зависимости пористости от расстояния.

Каждый тип отложений площадью 3 геометрически расположен на определенном расстоянии от оси русла К ; и имеет спою зону распространения, (рис. 3).

Рис. 3. Формализованная схема строения речной долины

полигиния образующая русло

I. русло

II. прирусловой вал

III старица

IV центральная часть поймр!

V террасоандная площадка VI. коренной склон

Разделив Э на 5ац (общая площадь отложений речной долины), получим долю каждого гипа аллювия а.[ в речных отложениях.

а, = = 2■ (К, - )/0, (1<!<б) (1)

Линейная зависимость подразумевает, что максимальной пористостью обладают породы, расположенные в центральной части русла, а наименьшей -Вблизи коренного склона.

В результате решения задачи минимизации полшшпии (иод которой понимается основное русло), задавая ширину реки и с учетом линейной зависимости пористость-расстояние, формируется один слой «куба» пористости. Для следующего слоя задача построения полилинии решается независимо от ре зультатв, полученных /¡ля предыдущих слоев. В заключении происходят «склейка» всех слоев в собственно «куб» открытой пористости.

Задавая на начальном этапе численное значение ширины реки О и её геометрический фактор кривизны, и предложенном алгоритме можно «настраивать» итоговую модель на необходимые значения балансовых запасов нефти, геометрические параметры залежи и средние значения филътрационно-емкостных свойств объекта моделирования.

Применение метода последовательного Гауссовою моделирования {5СгК) позволяет окончательно добиться формализации смешанного л итофациал ыюш строения горизонта ЮС2.

Последняя стадия построения ГМ формирование модели насыщения резервуара флюидами, (рис. 4), согласованное с «кубом» пористости.

Оценки достоверности созданной геолого-математической модели производятся (в силу «фрагментарности» и нестандартного алгоритма создания) на основе сопоставления только численных значений основных геолого-физических характеристик объекта моделирования: эффективней толщины, эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов пористости, ггрони-наемостн, нефтенасьпцешюсти, расчлененности.

- созданная по предложенной методике 3-х мерная геологическая модель, по крайней мерс, адекватна информации, полученной по скважинам и

Рис. 4. Разрез геологической модели по коэффициенту начальной неф-ген асы шс ш ю сти (некол-

лектор «погашен»)

В итоге:

отображает сложное строение горизонта ЮСг,

-модель может использоваться в качестве геологической основы без процедуры ее упрощения при проектировании разработки и обосновании более эффективных технологий нефтеизвлечения

Методика построения трехмерной ГМ фациально-изменчивых пластов с некоррелируемыми разрезами скважин, основанная на стохастическом принципе задания параметров модели в межскважинном пространстве, апробирована также на примере горизонта ЮСг Сургутского свода В местах расстановки скважин параметры ГМ и скважин совпадают

В третьем разделе приведено описание формирования фильтрационной модели из геологической, состоящего из

1 — Методики ремасштабирования геологической модели в фильтрационную.

Основная задача Црвса!»^ состоит в том, чтобы при многократном уменьшении количества ячеек сохранить детальную геологическую «сущность» модели, под которой следует понимать набор общепринятых основных геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежи (объекта моделирования), а именно коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной газо- нефтенасыщенности, песчани-стости, расчлененности, остаточной газо- нефтенасыщенности, остаточной водонасьщенности, толщины общая, эффективная, эффективная газо-нефтенасыщенная, площадь газо- нефтеносности, начальные балансовые запасы нефти, газа

Не останавливаясь подробно на алгоритме ремасштабирования, отметим, что вся процедура «Upscallшg» проводится в три этапа, основным требованием на каждом из которых является «запрет» ситуаций размывания прерывистости коллекторских свойств вследствие объединения слоев коллекторов со слоями неколлекторов

На первом этапе осуществляется переход от трехмерной геологической модели к ее двухмерному (по оси Т) представлению («кубы» исходной модели «раскладываются» на столбцы из набора ячеек с индексами 1, ] по осям X, У соответственно и переменным индексом 1с - по оси Ъ к = (1,п), где п - количество слоев ЗР ГМ по оси Z Каждый столбец «развертывается» на четыре набора данных (по числу ребер ячейки), содержащих информацию о длине ребра каждой ячейки столбца и ее геологических параметрах

На втором этапе проводится ирэсаШгщ геометрии двухмерного пред-

ставления по оси Ъ (М2 = (2 К^ +1/ - при моделировании пласта в стратиграфических границах и = (2 К^ - - при моделировании пласта в границах коллектора, где N3 - количество расчетных слоев по оси Ъ, - средний для залежи коэффициент расчленения При к > слои формируются из сложения слоев - коллекторов со слоями коллекторов и слоев - неколлекторов со слоями - неколлекторов При к < вводят «фантомные» слои с нулевой толщиной)

На третьем этапе осуществляется переход от двухмерного представления в упрощенное трехмерное (трансформируются как геометрия сеточной области, так и параметры модели)

В таблице 1 и на рис 5 представлены из проектного документа по Назар-галеевскому месторождению результаты определения основных параметров эксплуатационного объекта по данным скважин, детальной и ремасштабиро-ванной ГМ Видно, что погрешности определения параметров на моделях не превышают погрешностей определения параметров стандартными методами

2 - Методики формирования в фильтрационной модели на базе ГМ начальной фазовой проницаемости по нефти с использованием промысловой, геофизической и керновой информации.

Ряд исследователей (С Н Закиров, И С Закиров) предлагают строить ГТМ и ПДМ на базе «куба» начальной фазовой проницаемости по нефти Автор также придерживается этой точки зрения Ниже излагается предложенная автором методика построения ГМ и ФМ на основе этой концепции

На эксплуатационном объекте подбирается совокупность еМп вертикальных (вертикально-наклонных) скважин, расположенных, как правило, в ЧНЗ, в которых проведены гидродинамические (ИД, КВД, КВУ) исследования и получены надежные определения скин-факторов Бф и коэффициентов продуктивности Г)

На первом этапе «куб» коэффициентов абсолютной проницаемости ГМ, полученных с использованием керновой и геофизической информации, переводят в «куб» коэффициентов фазовой проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды (начальной фазовой проницаемости по нефти) Для этого в каждой скважине совокупности е известными методами находят работающие эффективные нефтенасыщенные толщины (ЬЭф), радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления (Як), радиус скважины (гс), средневзвешенные по ЬЭф коэффициенты абсолютной проницаемости Ка, коэффициент начальной фазовой проницаемости по нефти

Таблица 1 Оценка корректности фильтрационной модели

Параметр По данным скважин Детальная геологическая модель Фильтрационная модель

mm max средн mm max средн mm max средн

Коэффициент пористости (Кп), % 162 24 8 22 6 16 2 24 8 22 5 162 24 8 23 2

Коэффициент проницаемости (Кпр), мД 1 1 360 163 1 5 360 184 1 5 360 177

Коэффициент начальной нефтенасыщенно-сти (Кнн), % 29 1 78 9 59 7 31 78 6 59 6 0 17 78 5 50 5

Эффективная толщина (Нэф), м 1 4 13 8 77 23 153 77 3 1 16 77

Эффективная нефте-насыщенная толщина (Ннн), м 1 0 11 3 42 0 04 11 3 42 0 89 12 7 49

Общая толщина (Ноб), м 102 32 8 14 02 10 2 31 4 14 7 10 2 31 4 14 7

Коэффициент песча-нистости (Кпес), д ед 07 1 0 55 02 1 0 565 02 1 0 56

Коэффициент расчлененности (Крас), д ед 1 13 43 6 17 11 8 1 5 46

Коэффициент остаточной нефтенасы-щенности (Кон), % Определяется на керне 25 35 28 0 10 33 24

Коэффициент остаточной водонасыщен-ности (Ков), % Определяется на керне 28 52 34 24 50 30

Площадь нефтеносности (S), тыс м2 72647 71045 71012

Начальные балансовые запасы нефти (С^бал), тыс т 29882 29747 29586

Рис. 5. Результат применения авторского алгоритма ремаспггабировання детальной геологической модели на примере «куба» начальной нефтекасы-щенности: а) геологическая модель, б) фильтрационная модель.

кас пр впел Е нмн и-'й 11 о сл [эям ЦocъZ] и В " по молопх* М^ЛМОЙ Н^фТ ЕН зсышвьр иостн

_Т1 |Д.Н ЫДк/ге) ФН 2л Иэф где р.н — вязкость нефти в пластовых условиях Определяют средние по е Кфн и Ка и переводной коэффициент у

\|/ = Кф„/Ка (3)

Умножая V)/ на «куб» абсолютной проницаемости ГМ, получают «куб» начальной фазовой проницаемости по нефти

На втором этапе учитывается наличие в скважинах е Ып скин-фактора путем умножения «куба» начальной фазовой проницаемости по нефти на величину ¡;>

1п(Кк/гс) + 5ф

где \ = , > (4)

1п(11к/гс)

Таким образом, перемножив «куб» абсолютной проницаемости ГМ на коэффициенты у и получаем «куб» начальной фазовой проницаемости по нефти ФМ

На третьем этапе корректируют в ФМ коэффициенты продуктивно-стей скважин (не входящих в е Ып) путем их деления на (в случае проводки скважин на репрессии) Если скважины бурятся на депрессии, корректировка не проводится

3 - Методики формирования важнейших параметров фильтрационной модели - функций относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти, газа, воды, основанной на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой

В геологической модели, абсолютная проницаемость ячеек в которой переведена в начальную фазовую проницаемость по нефти, определяют эффективную проницаемость КЭф, каждого проницаемого прослоя ГМ

(5)

Кэф! =КСР1/(1-К12)

(6)

КсР1=[|(^ ДУ^ДЕМ^, (7)

т] - количество ячеек в слое х ГМ, К^ - проницаемость ячейки J в слое 1, объем J ячейки в слое 1

Находят показатель послойной неоднородности ГМ Упгм 2

(^^ЦкДрДк^)2, (9)

Гпк л //„. л

где Ксрк = 2(Кэф1 К) / 2>

МсР

^=1 л ^=1 ;

1(Ь, Кэф12) /

Л ^=1

(10) (11)

^1=1

пк - количество проницаемых слоев в ГМ, Ь1 - средняя толщина проницаемого слоя 1 в ГМ

После ремасштабирования геологической модели в фильтрационную аналогично выше описанному определяют показатель послойной неоднородности фильтрационной модели Упфм 2

2 2 2 Зная Упгм и Упфм , определяют потерю неоднородности Упп от ремасштабирования ГМ

(1 + V™2) = (1 + Упгм2)/^ + Упфм2), (12)

Поскольку в практической работе используются только двух или трехмерные ГФМ, в которых учитываются неоднородности фильтрационных потоков, обусловленные зональной неоднородностью продуктивных отложений и геометрией размещения нагнетательных скважин среди добывающих, даются следующие рекомендации по выбору общего показателя вариации проницаемости

- в случае использования в качестве фильтрационной детальной геологической модели V2 =0 02,

- в случае использования в качестве фильтрационной модели двухмерной

? 2

геологической - V = УПгм >

- в трехмерной ГФМ, полученной путем ремасштабирования ГМ, V2 = Упп2 Излагаемый ниже способ построения ОФП основан на идеях В П Майе-

ра Исходной информацией для построения ОФП являются

- коэффициенты вариации проницаемости V2 в системах "нефть-вода", "нефть-газ", "газ-вода",

- ОФП по нефти при единичной нефтенасыщенности, остаточной водо-насыщенности и нулевой газонасыщенности, остаточной газонасыщенности и

нулевой водонасыщенности,

- ОФП по воде единичной водонасыщенности, остаточной нефтенасы-щенности и нулевой газонасыщенности, остаточной газонасыщенности и нулевой нефтенасыщенности,

-ОФП по газу при единичной газонасыщенности, остаточной водонасыщенности и нулевой нефтенасыщенности, остаточной нефтенасыщенности и нулевой водонасыщенности

Распределение проницаемостей должно удовлетворять условиям 00 00

|<Ш(К) = 1, |КсШ(К) = 1, (13)

о о

Соответствующие ОФП для двухфазной системы в параметрической форме имеют вид

- насыщенность подвижного объема вытесняемой фазой 1

Р1(1)=/<№(К), (14)

о

- ОФП вытесняемой фазы 1

^^К^КсКЧК), (15)

о

- ОФП вытесняющей фазы J

оо

= /ксвд, (16)

t

При всей теоретической привлекательности способа реализовать его в чистом виде в настоящее время крайне трудоемко в силу большой продолжительности лабораторных экспериментов по фильтрации на керне трех фаз (нефти, газа, воды) Построить трехфазные ОФП представляется возможным по результатам определения ОФП в двухфазных системах вода-нефть, вода-газ, газ-нефть При этом сами функции фазовых проницаемостей строить не обязательно Достаточно найти насыщенность в критических точках В, С и относительную фазовую проницаемость по вытесняющему агенту в точке И, см рис 6а, 66, 6в

Отрезок Т& на рис 6а и 66 характеризует остаточную (критическую) во-донасыщенность, на рис 6в - остаточную (критическую) газонасыщенность Отрезок СБ на рис 6а и 6в характеризует остаточную нефтенасыщенность, на рис 66 - остаточную газонасыщенность

Величины остаточных нефте-, газо- водонасыщенностей находят по ре-

зультатам проведения лабораторных потоковых экспериментов Местоположение точек В и С на оси уточняют по результатам адаптации ГФМ к фактическим показателям разработки эксплуатационного объекта

Отрезок СБ характеризует ОФП по вытесняющей фазе при остаточной величине вытесняемой фазы Его также определяют по результатам проведения лабораторных потоковых экспериментов В практической работе, учитывая трудоемкость и продолжительность проведения лабораторных потоковых экспериментов, его находят по формуле

К™=КВЬ1ТП, (17)

где Квытп - коэффициент вытеснения нефти водой

Среднестатистическое значение показателя "п" в формуле (17) равно "трем" (КГ№=КВЫТ) В зависимости от геолого-физических условий залежи и свойств флюидов значение показателя может быть как больше, так и меньше трех

При адаптации ГФМ к фактам разработки он используется в качестве управляющего параметра

— нефть вода ■ -■- газ вода —— нефть газ

Рис 6 ОФП при вытеснении а - нефти водой, б - газа водой, в - нефти газом Sw, - насыщенности водой, газом, Кто, Кг\¥, Ю^ - относительные фазовые проницаемости по нефти, воде, газу

Формула (17) с успехом может применяться также при вытеснении нефти газом, водогазовыми смесями, при физико-химическом воздействии, при вытеснении газа водой и др

Форма зависимостей ОФП, как видно из изложенного, определяется показателем неоднородности V2 На рис 7а-7в приведены для примера ОФП по нефти и воде по одному из месторождений Западной Сибири

Трехфазные функции ОФП в любых точках трехфазного фильтрационного поля вычисляются в ЛСПР "Техсхема" путем интерполяции значений попарных двухфазных ОФП "газ-нефть", "вода-нефть", "вода-газ". На рис. 8 схематически изображена область трехфазной фильтрации как при вытеснении нефти - водой, нефти - газом, газа - водой, так и при вытеснении нефти водо-газовым и физико-химическим воздействием.

—— ОФП г>о нефти - ОФП по нефти — ОФП го нефти

,„„.. ОФП по воде ....... ОФП по воде ■-■--- ОФП по веще

Рис. 7. Относительные фазовые проницаемости по нефти и воде при V1;

а-0; б-0.2; в - 1.6

Рис. 8. Область трехфазной фильтрации 21

Из изложенного видно, что предлагаемый способ построения ОФП в геолого-фильтрационной модели

- учитывает особенности фильтрации флюидов в пористой среде как на микро уровне, так и в масштабах эксплуатационного объекта,

-позволяет использовать при построении ОФП статистические зависимости начальных нефте- и газонасыщенностей, остаточных водо- и нефтена-сыщенностей от проницаемости пород,

- минимизирует объемы лабораторных потоковых экспериментов,

- позволяет построить ОФП для любого объема фильтрационной модели (вплоть до отдельной ячейки)

При адаптации ГФМ к фактам разработки эксплуатационного объекта управляющими параметрами являются "п" в формуле (17) и вариации проницаемости V2, остаточные водо- и нефтенасыщенности (местоположения точек В и С на рис 6)

Многолетний опыт применения ГФМ "Недра" - "Техсхема" при проектировании месторождений Западной и Востояной Сибири, Тимано-Печоры показал высокую эффективность предложенного способа построения ОФП по нефти, газу, воде

В разделе 4 приведены примеры применения программного комплекса «Недра» - «Техсхема» при проектировании Северо-Юрьевского (пласт ЮС)) и Федоровского (пласт ЮС2') месторождений

В течение последних четырех лет фактические уровни добычи нефти на Северо-Юрьевском месторождении соответствуют проектным с отклонением не более ± 10% На Федоровском месторождении впервые выполнена адаптация геологической и фильтрационной моделей фациально-изменчивых пластов с некоррелируемыми разрезами скважин к фактам их разработки на экспериментальном участке пласта ЮС2' (известные модели без нарушения физических представлений не адаптируются)

Основные выводы и рекомендации

1 С позиций точности воспроизведения запасов в ГМ и расчета технологических показателей разработки в ФМ (до ±5%) установлен необходимый шаг сеточной области, численное значение которого не должно превышать радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин в системе разработки (30-100 м для плотностей сеток скважин, применяемых в

22

Западной Сибири)

2 Разработаны алгоритмы и программы создания геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений как классического типа, так и с некоррелируемыми разрезами скважин, позволяющие воспроизвести в ГМ с необходимой точностью базовые параметры залежей

3 Разработаны алгоритмы и программы ремасштабирования ГМ в ФМ, позволяющие сохранить в последних геолого-геофизические параметры залежей

4 Разработаны программные модули в геологической модели «Недра»

- «Недра-карта» - построение карт геологических параметров различными методами интерполяции,

- «Недра-каротаж» - просмотр, редактирование каротажных диаграмм, автоматическая и полуавтоматическая корреляция геофизических разрезов скважин,

- «Недра-разрез» - спринт-анализ геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов,

- «Недра-куб» — проведение, статистических операций, расчеты задач, требующих логического ветвления операций,

- «Недра-ЦрзсаЬг^» - ремасштабирование геологической цифровой модели в фильтрационную,

- «Недра-запасы» - расчет запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерных ГМ, формирование нормативных таблиц, сопоставление с запасами, числящимися на государственном балансе

В настоящее время (август 2007) поданы документы в РОСПАТЕНТ для оформлении авторских свидетельств на официальную регистрацию программных модулей

5 Разработан метод корректировки параметра проницаемости фильтрационной модели, основанный на промысловых исследованиях скважин и пластов, геофизической и керновой информации

6 Разработаны методы построения функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, основанные на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой

7 Выполненные исследования в сочетании и АСПР «Техсхема» являются полностью отечественными программными продуктами, разработаны на осно-

ве оригинальных алгоритмов, широко применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении проектных работ, подсчете запасов и обосновании КИН нефтяных и газонефтяных месторождений

Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах:

1 Обеспечение непрерывного процесса моделирования залежей углеводородов для подсчета запасов и проектирования разработки с помощью детальной корреляции разрезов скважин на ЭВМ / А Ю Батурин, И С Гутман, И Ю Балабан // XIV Губкинские чтения «Развитие идей И М Губкина в теории и практике нефтегазового дела», 15-17 октября 1996 года -М , 1996 -С 106.

2 Условия формирования и геологическое строение пласта БСю1 Федоровского месторождения / А Ю Батурин, С В Архипов и др // Вопросы геол-гии, бурения и разработки нефтяных и газовы месторождений Сургутского региона Сб науч тр «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» - Екатеринбург Путиведь -2001 - Вып №3-С 29-36

3 Условия формирования и геологическая модель отложений пласта БСю Федоровского месторождения / А Ю Батурин, С.В Архипов и др // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Материалы IV научно-практической конференции - Ханты-Мансийск Путиведь —2001 -С 231-237

4 Методика выбора оптимального размера расчетной ячейки в горизонтальной плоскости при многомерном геологическом моделировании залежей / А Ю Батурин, Ю А Комягина // Нефтяное хозяйство - 2002 - №8 - С 59-60

5 Авторское свидетельство №2002610757 об официальной регистрации программы для ЭВМ Программный комплекс «НЕДРА» / А Ю Батурин, Д Н Басов, Ю А Комягина, С С Фатеев - №2002610485, Заявлено 28 03 2002, Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 18 05 2002 г

6 Аллювиальный генезис и геологическое строение пластов AC9.11 Лян-торского месторождения / АЮ Батурин, С В Архипов // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона Сб науч тр «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» - Екатеринбург Путиведь -2003 -Вып №4-С 29-36

7 Генезис пласта АС9_ц Лянторского месторождения и характер перемещения флюидов в процессе разработки / А Ю Батурин, С В Архипов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Материалы VI научно-прак-

тической конференции Т II - Ханты-Мансийск ИздатНаукаСервис - 2003 -С 196-209

8 О некоторых вопросах проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / А Ю Батурин, Л А Селезенева и др // Нефтяное хозяйство - 2004 - №2 - С 32-37

9 Строение и условия формирования вулканогенных отложений Рогож-никовского месторождения / А Ю Батурин, С В Архипов // Нефтяное хозяйство -2006 -№4 - С 22-25

10 Обеспечение адекватности фильтрационной модели начальному состоянию залежи на стадии упрощения детальной геологической модели / А Ю Батурин, В Н Посохова // Нефтяное хозяйство - 2007 - №7 - С 90-93

11 Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели / А Ю Батурин // Нефтепромысловое дело - 2007 - №7 -

12 Геологическое моделирование фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода) / АЮ Батурин, АККултышев, Д А Попов // Нефтяное хозяйство - 2007 - №8 - С 20-24

13 Обеспечение адекватности геолого-технологической модели состоянию залежи в процессе ее разработки на основе функций относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде / А Ю Батурин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений — 2007 — №8 - С 30-34

14 О некоторых проблемных вопросах изучения геологического строения и оценки фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов горизонтальными скважинами / Ефимов В А, А В Малынаков, Н В Гильманова, А Ю Батурин // Ядерно-геофизические технологии в комплексе ГИС при исследовании наклонных и горизонтальных скважин Современное состояние в России и СНГ, перспективы развития методов и технологий Докл Всерос на-уч-техн конф 3-5 июля 2007г - Сургут, 2007 - С 117-127

С 13-15

Соискатель

А Ю Батурин

Подписано к печати 03 08 2007 Гознак

Заказ №221 Уч -изд л 1,6

Формат 60x84'/16 Уел печ л 1,6

Отпечатано на ИБО ОЯ 3770 Тираж 100 экз

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Батурин, Антон Юрьевич

СПИСОК ТАБЛИЦ.

СПИСОК РИСУНКОВ.

ВВЕДЕНИЕ.

РАЗДЕЛ 1. СОВРЕМЕННЫЙ ОТЕЧЕСТВЕННЫЙ УРОВЕНЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

РАЗДЕЛ 2. СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ.

2.1. Геологические модели пластов классического строения.

2.2. Обоснование объемных сеток параметров модели.

2.2.1. Плоскость XY.

2.2.2. Вертикальная ось Z.

2.3. Построение структурной модели.

2.4. Построение литологической модели и распределения ФЕС.

2.5. Геологические модели фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода).

2.6. Стохастические геологические модели пластов с некоррелируемыми разрезами скважин (на примере горизонта ЮС2).

РАЗДЕЛ 3. ФОРМИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

3.1. Ремасштабирование геологической модели в фильтрационную.

3.2. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели начальному состоянию залежи на основе формирования фазовой проницаемости по нефти.

3.3. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели состоянию залежи в процессе её разработки на основе функций относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде.

РАЗДЕЛ 4. ПРИМЕНЕНИЕ СОЗДАННЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ПРИ ВЫПОЛНЕНИИ ПРОЕКТНЫХ РАБОТ.

4.1. Северо-Юрьевское месторождение (пласт ЮС^.

4.2. Федоровское месторождение (пласт ЮС21). выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений"

С начала семидесятых годов прошедшего века коллектив исследователей в составе В.П. Майера, В.И. Шилова, В.П. Сонича, В.М. Исаченко, занимающийся под руководством Ю.Е. Батурина по настоящее время проектированием разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Западной Сибири, одновременно занимается совершенствованием и созданием методов проектирования разработки.

Начав с эмпирической методики расчета технологических показателей разработки В.Д.Лысенко, коллективом последовательно (в соответствии с уровнем развития средств вычислительной техники) были разработаны математические физически содержательные фильтрационные модели одномерной двухфазной, двухмерной двухфазной, одномерной трехфазной, двухмерной трехфазной, трехмерной трехфазной фильтрации.

С их применением проектировались месторождения Западной Сибири, в том числе Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Варьеганское, Лянтор-ское. Обоснованы уникальные технологии разработки газонефтяных залежей Лянторского, Быстринского, Вачимского, Федоровского, Комарьинского, Луги-нецкого и др. месторождений, представленные тонкими по разрезу (5-10 м), обширными по размерам (десятки километров) нефтяными оторочками, подстилаемые подошвенной водой, а сверху имеющие обширные газовые шапки.

Все вариации созданных коллективом гидродинамических моделей были брендом АСПР «Техсхема», недостатком которой являлось отсутствие на тот период модулей геологического моделирования. Поэтому, когда в начале девяностых годов появились нормативные документы, предписывающие составлять проектные документы на базе трехмерных геологических моделей, проведено доукомплектование АСПР «Техсхема» западными программными продуктами геологического моделирования».

Целью настоящей работы является разработка отечественных оригинальных программных продуктов (ПП) для создания геолого-фильтрационных моделей, позволяющих проектировать разработку нефтяных и газонефтяных месторождений на качественно новом уровне.

Указанные ПП нами созданы и продолжительное время используются при выполнении проектных работ. Описание формирования геологической и фильтрационной моделей для выполнения гидродинамических расчетов в вариантах разработки проектного документа приводится в основных разделах работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Батурин, Антон Юрьевич

выводы

1. С позиций точности воспроизведения запасов в ГМ и расчета технологических показателей разработки в ФМ (до ±5%) установлен необходимый размер шага сеточной области, численное значение которого не должно превышать радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин в системе разработки (30-100 м для плотностей сеток скважин, применяемых в Западной Сибири).

2. Разработаны алгоритмы и программы создания геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений как классического строения, так и с некоррелируемыми разрезами скважин, позволяющие воспроизвести в ГМ с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефте- газонасыщенности, песча-нистости, расчленности, остаточной нефте, -водо- газонасыщенности; эффективной толщины; эффективной нефте- газонасыщенной толщины; общей толщины; площади нефтеносности; начальных балансовых запасов нефти и газа.

3. Разработаны алгоритмы и программы ремасштабирования ГМ в ФМ, позволяющие воспроизвести в последних с высокой точностью базовые параметры залежей: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной нефте- газонасыщенности, расчленности, остаточной нефте -водо-газонасыщенности; эффективной толщины; эффективной нефте- газонасыщенной толщины; общей толщины; площади нефтеносности; начальных балансовых запасов нефти и газа.

4. Разработаны программные модули в геологической модели «Недра»:

- «Недра-карта» - построение карт геологических параметров различными методами интерполяции;

- «Недра-каротаж» - просмотр, редактирование каротажных диаграмм, автоматическая и полуавтоматическая корреляция геофизических разрезов скважин;

- «Недра-разрез» - спринт-анализ геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов на основе РИ

ГИС, результатов корреляции разрезов скважин и данных сейсмических исследований;

- «Недра-куб» - проведение, математических, статистических операций, расчеты задач, требующих логического ветвления операций;

- «Heflpa-upscaling» - ремасштабирование геологической цифровой модели в фильтрационную как в плоскости XY, так YZ с максимально возможным сохранением характерных особенностей геологического строения эксплуатационных объектов месторождения, расчет параметров макронеоднородности;

- «Недра-запасы» - расчет запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерных ГМ, формирование нормативных таблиц, сопоставление с запасами, числящимися на государственном балансе.

5. Разработан метод формирования параметров фильтрационной модели, основанный на промысловых исследованиях скважин и пластов, геофизической и керновой информации.

6. Разработаны методы построения функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, основанные на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой.

7. Выполненные исследования в сочетании и АСПР «Техсхема» являются отечественными программными продуктами, разработаны на основе оригинальных алгоритмов, широко применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении проектных работ, подсчета запасов и обоснования КИН нефтяных и газонефтяных месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Батурин, Антон Юрьевич, Тюмень

1. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. М„ 1996. - 202 с.

2. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., 2000. -130 с.

3. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Утверждены приказом МПР РФ от 21.03.2007 №61 М. - 2007. - 95 с.

4. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки (проект национального стандарта РФ). М.: ИПК Издательство стандартов, 2007. -183 с.

5. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 1. Геологические модели). М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. -162 с.

6. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. - 225 с.

7. Программный комплекс геологического, гидродинамического моделирования и мониторинга разработки нефтяных и газонефтяных месторождений (Рекламные материалы группы компаний "Time ZYX"). М„ 2007. - 36 с.

8. Методика выбора оптимального размера расчетной ячейки в горизонтальной плоскости при многомерном геологическом моделировании залежей / А.Ю. Батурин, Ю.А. Комягина // Нефтяное хозяйство. 2002. - №8 - С.59-60.

9. О некоторых вопросах проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / А.Ю. Батурин, Л.А. Селезенева и др. II Нефтяное хозяйство. 2004. - №2 - С.32-37.

10. Обеспечение адекватности фильтрационной модели начальному состоянию залежи на стадии упрощения детальной геологической модели / А.Ю. Батурин, В.Н. Посохова // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7 - С.90-93.

11. Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели / А.Ю. Батурин // Нефтепромысловое дело. 2007. -№7 - С.13-15.

12. Геологическое моделирование фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода) / А.Ю. Батурин, А.К Култышев // Нефтяное хозяйство. 2007. - №8 - С.20-24.

13. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Л.: Недра. -1970. - 248 с.

14. Крылов А.П. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат. -1962. -430 с.

15. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде Екатеринбург: Путиведь. -2002. - 206 с.

16. Перспективы освоения горизонта ЮС2 на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз»: Отчет о НИР / ТО «СургутНИПИнефть»; Руководитель В.П. Сонич Тюмень, 2004.

17. Литолого-фациальные комплексы и палеогеография юры Западносибирской низменности / Корж М.В. // Физические и химические процессы ифации: Сб. докладов VII международного седиментологического конгресса. -М.: Наука-1968.-С. 34-39.

18. Пласт ЮС21 Условия формирования, стратиграфическое положение и нефтеносносность / С.В. Архипов, И.М. Кос, В.А. Стукова // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Путиведь. - 2001. -С. 21-27.

19. Перспективы нефтегазоносности пласта Ю2 тюменской свиты центральной части Западной Сибири / Г.П. Мясникова, Г.С. Ясович, О.И. Зманов-ская // Труды ЗапСибНИГНИ. Тюмень. -1979. - Вып. 140. - С. 121-124.

20. Шнурковый тип залежей нефти в юрских континентальных отложениях Сургутского района / Л.П. Климушина, В.А. Дюкалов // Прогнозирование геологического разреза и поиски сложноэкранированных ловушек. М.: Наука. -1986.-С. 169-177.

21. Сейсмогеологический прогноз и картирование неантиклинальных ловушек нефти и газа в Западной Сибири / Нежданов А.А. // Разведочная геофизика. М.: МГП Геоинформмарк. - 1992. - С. 100-104.

22. Якушова А.Ф. Общая геология / А.Ф. Якушова, В.Е.Хаин, В.И.Славин. М.: Изд-во Московского Университета,1988. -187 с.

23. Корн. Г. Справочник по математике / Г. Корн, Т.Корн. М.: Наука, 1968.-198 с

24. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Ред. В.И.Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко Москва,2003.-132 с.

25. Ремасштабирование геологической модели на этапе перехода к гидродинамическому моделированию в модуле «Апскелинг» ПК Траст / А.С. Завьялов, П.В. Сивков, А.В. Аржиловский, М. В. Федоров, Л. С. Бриллиант. // Вестник ЦКР Роснедра. 2005 - №3 - С.41-45.

26. Модифицированный Upscaling. Главная страница интернет-сайта компании НОВА технолоджиз. Novatech. - 2005.

27. ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации.-М.-1989.-35с.

28. Азиз. X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э.Сеттари М.: Недра. - 1982. - 87 с.

29. Лысенко В.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений / В.Д.Лысенко, Э.Д.Мухарский М.: Недра. - 1975. -175 с.

30. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. М. Недра.-1985.-288 с.

31. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». - 2006. - 356 с

32. Определение относительной проницаемости по воде в заводненной зоне пласта. / Ю.Е.Батурин // Нефть и газ Тюмени: труды ЗапСибНИГНИ.

33. Тюмень. -1977. Вып. 49. - С. 36-37.