Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин

Чашков, Анатолий Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин"

4858212

ЧАШКОВ АНАТОЛИИ ВАСИЛЬЕВИЧ

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СРЕД С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

25.00.10 — геофизика, геофизические методы поиска полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук

2 7 ОКТ 2011

Москва-2011

4858212

Работа выполнена в Федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Сибирский федеральный университет»

Научный руководитель доктор физико-математических наук,

профессор Киселев Валерий Михайлович

Официальные оппоненты доктор физико-математических наук,

профессор Лухминский Борис Евгеньевич

кандидат технических наук, доцент Еникеев Борис Николаевич

Ведущая организация Национальный исследовательский Томский

политехнический университет

Защита диссертации состоится «17» ноября 2011 г. в 15:00 на заседании Диссертационного совета Д.212.121.07 в Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе по адресу: 117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, РГГРУ, ауд. 6-38.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке РГГРУ.

Автореферат разослан и размещен на сайте РГГРУ «14» октяб я 2011 г www.msgpa.edu.ru — —--

Ученый секретарь -г? -

диссертационного совета, / -—> А.Д. Каринский

д.ф.-м.н., профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Объектом исследования настоящей работы являются терригенные и карбонатные пласты-коллекторы ряда месторождений нефти и газа Восточной Сибири со сложной структурой порового пространства.

Актуальность исследования. В результате проведения геофизических исследований скважин (ГИС) изучается взаимосвязь параметров искусственных и естественных физических полей с физическими свойствами горных пород, находящихся в околоскважин-ном и межскважинном пространствах.

Основными петрофизическими характеристиками пластов-коллекторов, которые подлежат определению в результате проведения ГИС, являются коэффициенты нефтена-сыщенности (Кн), водонасыщенности (Кв), пористости (Кп), проницаемости (К), а также коэффициенты глинистости (кгл) и песчанистости (КСК). Коэффициенты КН,КВ,КП и К характеризуют фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора и являются ключевыми параметрами при подсчете запасов углеводородов.

Все перечисленные коэффициенты могут быть, в принципе, определены в результате лабораторных исследований поднятого на поверхность керна. Однако в лаборатории практически невозможно смоделировать пластовые условия, в которых находился образец in situ. Кроме того, современные способы отбора керна при глубоком бурении недостаточно совершенны и обычно отбираются наиболее крепкие и практически менее интересные породы. Поэтому данные лабораторных исследований керна используются для уточнения петрофизических моделей, положенных в основу обработки результатов ГИС, и для повышения точности бескерновой геологической документации разрезов скважин.

При определении по данным ГИС коэффициентов КН,КВ,КП и К пластов-коллекторов нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири возникли проблемы, связанные с очень сложным их строением. Как показал опыт обработки и интерпретации результатов ГИС, выполненных в скважинах месторождений Восточной Сибири, далеко не всегда удается методами с использованием стандартного комплекса ГИС найти корректное решение обратной задачи — по измеренным в скважине физическим полям идентифицировать и количественно описать продуктивные и непродуктивные пласты. В первую очередь это обусловлено неадекватностью реальным условиям некоторых моделей, которые положены в основу решения обратной задачи. С этим и связана актуальность диссертационной работы.

Основная идея диссертационной работы заключается в повышении информативности и достоверности интерпретации результатов ГИС, что позволит более успешно решать задачи выявления продуктивных пластов-коллекторов.

Цели настоящей работы состояли в построении адекватных математических моделей петрофизических свойств сложнопостроенных геологических объектов, вмещающих залежи углеводородов, и в создании на основе этих моделей новых алгоритмов и методик

г'

оценок фильтрационно-емкостных свойств коллекторов с использованием данных ГИС и керна. Для достижения указанных целей были поставлены следующие задачи:

1. На основании систем нелинейных алгебраических уравнений построить петрофи-зическую модель, связывающую между собой фильтрационно-емкостные характеристики терригенного коллектора и результаты ГИС, включая данные диэлектрического каротажа (ДК). Исследовать влияние дисперсии электрических свойств на точность определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.

2. Построить физико-математическую модель электропроводности гранулярного терригенного анизотропного коллектора, учитывающую влияние дисперсной и слоистой глинистости, а также изометрию частиц скелета горной породы и характера их упаковки. С использованием разработанной модели электропроводности выполнить комплексную интерпретацию данных высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ), бокового каротажного зондирования (БКЗ), ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и микроэлектрического полноскважинного сканера (FMI).

3. Построить физико-математическую модель проницаемости среды с системой ортогональных трещин и непроницаемыми блоками. На основании результатов анализа керна, интерпретации ГИС и данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС) осуществить анализ анизотропии проницаемости трещиноватого карбонатного коллектора.

4. Разработать алгоритмы и методики, базирующиеся на новых физико-математических моделях петрофизических свойств, для определения фильтрационно-емкостных характеристик конкретных геологических объектов.

Фактический материал и методы исследования.

Математические модели петрофизических свойств сложнопостроенных коллекторов, представленные в настоящей работе, базируются на экспериментальных данных, полученных в результате исследований керна, комплекса геофизических исследований скважин и испытаний скважин.

Лабораторные исследования керна рассматриваемых скважин Собинского месторождения выполнялись в лабораториях ВНИИГГИС и КТЭ ПГО «Енисейнефтегазгеология» в период с 1985 по 1987 гг. Опробование скважин Собинского месторождения выполнялось ПГО «Енисейнефтегазгеология».

Данные ГИС, в том числе FMI, ЯМК и ВИКИЗ, ряда скважин Ванкорского месторождения были зарегистрированы компанией Schlumberger в декабре 2007 г.

Анализ макротрещиноватости рифейских доломитов обсуждаемых скважин Юруб-чено-Тохомского месторождения произведен Вотинцевым А.Н. по методике, разработанной в СНИИГТиМС в 1985 г. Данные пластового микросканера (FMI), используемые в данной работе, зарегистрированы компанией Schlumberger.

Обработка экспериментальных данных проводилась с использованием программного продукта «GeoOffíce Solver» (разработчики С.Н. Красильников, В.М. Кабанов, В.Н.

Химченко, Д.Л. Иванов, Е.А. Розов), «Techlog» (разработчик «Techsia»), «MathCad» (разработчик «Mathsoft Engineering & Education»), «МФС ВИКИЗ» (разработчик НИЦ ОИГТМ СО РАН), а также с использованием стандартных методов математической статистики.

При построении петрофизических моделей геологических объектов использовались идеи М.М Элланского и Б.Н. Еникеева по применению многомерных связей в нефтегазовой геологии. При создании физико-математической модели электропроводности гранулярного коллектора использовались теоретические работы Дж.К. Максвелла, В.Н. Дахно-ва, Г. Арчи, К. Лихтенеккера, И.К. Овчинникова и др. по электропроводности многокомпонентных сред. Кроме того автором использовалась теория проницаемости трещиноватых коллекторов, разработанная Е.С. Роммом, Т.Д. Голф-Рахтом, К Терцаги и др.

Помимо стандартных методов статистической обработки результатов эксперимента, интегрального и дифференциального исчисления в работе использован оригинальный способ решения переопределенной нелинейной системы алгебраических уравнений, основанный на информационно-статистическом методе поиска глобального экстремума и на уточнении полученного решения симплекс-методом Нелдера-Мида. Алгоритм решения этой задачи реализован разработчиками «GeoOffice Solver», встроен в этот программный продукт и был использован в настоящем исследовании.

Научные результаты, выносимые на защиту.

1. Петрофизическая модель связи эмпирических данных ГИС и фильтрационно-емкостных характеристик терригенного пласта-коллектора и методика учета дисперсии электрических свойств, наблюдаемой при использовании ДК.

2. Физико-математическая модель электропроводности гранулярного терригенного анизотропного коллектора, содержащего дисперсную и слоистую глинистость, и методика решения обратной задачи геофизики по данным БКЗ, ВИКИЗ, ЯМК и FMt.

3. Физико-математическая модель проницаемости среды с системой ортогональных трещин и непроницаемыми блоками и методика расчета анизотропии проницаемости трещиноватого карбонатного коллектора по данным измерений керна, ГИС и ГДИС.

Научная новизна представленных в диссертации результатов.

1. Анализ геолого-геофизических данных позволил выявить эффект занижения пористости и коэффициента нефтенасыщенности по данным диэлектрического каротажа, проводимого на частоте 43 МГц, который связан с дисперсией электромагнитной волны. Показано, что этот эффект становится значимым для коллекторов с ухудшенными ФЕС (с пористостью менее ) 5%).

2. Предложены новые расчетные соотношения для оценки УЭС параллельно и перпендикулярно напластованию, отражающие влияние дисперсной и слоистой глинистости, а также изометрии частиц скелета горной породы и характера их упаковки.

3. В рамках новой физико-математической модели проницаемости среды с системой ортогональных трещин получено аналитическое решение, позволяющее для трещиноватого карбонатного коллектора рассчитывать коэффициент проницаемости в произвольном направлении.

Достоверность полученных результатов подтверждена, во-первых, согласием модельных расчетов с геолого-геофизическими данными по каждому исследованному геологическому объекту, в том числе с результатами испытаний скважин и данными керна. Во-вторых, все построенные модели электрических свойств коллекторов удовлетворяют условиям предельного перехода, т.е. при определенных упрощениях удовлетворяют ранее используемым на практике эмпирическим расчетным формулам. Математическая модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора в случае отсутствия слоистой глинистости, сферичности частиц непроводящего скелета и постоянства их размеров переходит в формулу Арчи-Дахнова. Блочная модель проницаемости при условии равномерного распределения размеров и пространственной ориентации блоков переходит в изотропную поровую модель коллектора. В-третьих, результаты расчетов по всем моделям не противоречат известным фундаментальным теоретическим и экспериментальным исследованиям терригенных и карбонатных коллекторов.

Практическая значимость выполненных исследований.

1. Разработаны новые методики учета зоны проникновения при вскрытии скважины с использованием раствора на нефтяной основе и определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности с использованием данных ДК. Методики опробованы на одном из объектов Собинского месторождения.

2. Разработана методика оценки параметров, характеризующих структуру терригенного коллектора (глинистость, изометрию частиц, просветность и др.), которая использована для описания и анализа анизотропных коллекторов Ванкорского месторождения.

3. Разработана новая методика вычисления коэффициента проницаемости трещиноватых коллекторов, которая применена для оценки анизотропии проницаемости ряда объектов Юрубчено-Тохомского месторождения.

4. Все разработанные и представленные в диссертации новые методики используются при обработке и интерпретации данных ГИС в плановой работе Департамента геологии ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть».

Апробация работы.

Основные результаты исследований по теме диссертации были представлены и обсуждены на следующих конференциях и семинарах: 4-ая Сибирская международная конференция молодых ученых по наукам о Земле (Новосибирск, 2008); XII Международный научный симпозиум им. акад. В.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2008); Горно-геологический международный форум «MINEX-Сибирь» (Красноярск, 2009); Всероссийская научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Молодежь и наука: начало XXI века» (Красноярск, 2009); Научная конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа» (Москва, 2009); III Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК-«Роснефть» (Москва, 2009); V Межвузовская научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (Москва, 2010); XIV Международный научный симпозиум им. акад. В.А. Усова студентов и молодых ученых

«Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2010); 8-ая Международная конференция «Современные технологии освоения минеральных ресурсов» (Красноярск, 2010); 4-ая Международная научно-практическая конференция и выставка EAGE (Санкт-Петербург, 2010); Горно-геологический международный форум «MINEX-Сибирь» (Красноярск, 2010); IV Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК-«Роснефть» (Москва, 2010); Международная научно-практическая конференция «Геомо-дель-2010» (Геленджик, 2010); Научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири», посвященная 25-летию ОАО «ТомскНИПИнефть» (Томск, 2011); Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике (Москва, 2011). Публикации.

Основные результаты опубликованы в 19 печатных работах, из них в ведущих научных рецензируемых журналах, определённых ВАК - 3 (Журнал Сибирского федерального университета. Математика и физика, № 2(4), 2009; Геофизика, №4, 2010; Журнал Сибирского федерального университета. Техника и технологии, № 4, 2011). Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из Введения, трех глав и Заключения. Содержит 42 рисунка, пять Приложений и библиографический список использованных источников из 171 наименования. Общий объем диссертации - 142 страницы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во Введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, показана научная новизна и практическая значимость.

Глава 1. Моделирование геологической среды с использованием данных диэлектрического каротажа Этот раздел посвящен исследованию возможности повышения информативности и достоверности результатов интерпретации ГИС за счет использования данных о диэлектрической проницаемости среды. В качестве объекта исследования были рассмотрены продуктивные пласты ванаварской свиты Собинского месторождения.

Была построена математическая модель, связывающая между собой петрофизиче-ские свойства геологического объекта и показания различных методов ГИС. В качестве экспериментальных данных были рассмотрены показания акустического каротажа (АК), гамма-гамма каротажа плотностного (ГТК-П), индукционного каротажа (ИК), гамма каротажа (ГК), нейтронного гамма каротажа и диэлектрического каротажа (ДК). Кроме того, в модель в качестве параметров вводились значения:

- плотностей промывочной жидкости, глинистых материалов и кварцевого скелета породы (аж,агл,стск);

- интервальных времен пробега упругих волн в промывочной жидкости, в глинистом материале и в кварцевом скелете горной породы ( А1Ж, Atrjl, AtCK);

- водородных индексов глин и скелета ( wrj], wCK);

- диэлектрической проницаемости флюида (смеси воды и нефти), глин и скелета (

£ф> ЕГЛ> £Ск)>

- удельного электрического сопротивления (УЭС) пластовых вод ( Рплв )•

Математическая модель представляет собой систему нелинейных алгебраических уравнений (СНАУ). Первые варианты подобных СНАУ применительно к нефтегазоносным объектам были реализованы М.М. Элланским и Б.Н. Еникеевым. Кроме того упомянутыми учеными впервые были предложены конкретные алгоритмические и программные решения по использованию СНАУ. Позднее аналогичные разработки были сделаны на Западе (программные модули GLOBAL, ULTRA, ELAN). Нами предложено рассматривать эту систему в виде:

ДТ = Д1жКп+Д1глкгл+Д1скКск, (1.1)

=с7ж^п +сггл'сгл +стск^ск>

а-Ь-рп

Рист

0-3)

К -к,

кгл = 0,014 + 0,175 • AJy + 0,248 • ÀJ*, W = Kn+wrjIk (1.5)

е = 8фКп+Еглкгл+eckKck. (l-б)

Кп+кгл+Кск=1. (1.7)

(1.4)

(1)

В системе уравнений (1) дополнительно к введенным обозначениям: ДТ , <тп - показания АК и ГГК-П; W — нормированные показания НГК; рист - истинное УЭС пласта по данным ИК; КП,КВ кгл, Кск - коэффициенты пористости, водонасыщенности, глинистости и доля скелета (песчанистость); AJy - двойной разностный параметр гамма каротажа (ПС).

Уравнение (1.3) представляет собой по сути дела известное эмпирическое уравнение Арчи-Дахнова, из которого выражено истинное сопротивление пласта рист как функция пористости Кп, водонасыщенности Кв и сопротивления пластовых вод рпл в. Для случая

скважины, пробуренной на буровом растворе на нефтяной основе, истинное сопротивление пласта рист можно определить методом ИК с последующим введением необходимых поправок. Для песчаников ванаварской свиты Собинского месторождения установлены следующие значения коэффициентов, используемых в уравнении Арчи-Дахнова (1.3): а =1,11; b=l,19; m =2,0; п=1,4.

Система нелинейных алгебраических уравнений (1) переопределена относительно неизвестных Кп, Кв, кгл, КСК. Поиск решения этой системы в рамках данной работы осуществлялся по алгоритму, встроенному в программный продукт «GeoOffíce Solver». В этом алгоритме используется разработанный Стронгиным информационно-статистический

метод поиска глобального экстремума и уточнение полученного решения с помощью метода локальной оптимизации по методу Нелдера-Мида. Точность полученного решения контролировалась сравнением экспериментальных данных ГИС и вычисленных по уравнениям (1).

С использованием математической модели (1) решались две задачи.

Первая задача сводилась к анализу радиуса зоны проникновения при вскрытии скважины с использованием раствора на нефтяной основе. Осуществлялся поиск и анализ решений системы (1) для трех предполагаемых ситуаций: а) Еф = ен (полное отсутствие

зоны проникновения); б) Еф = КЕ £в +К„ -ен (наличие зоны проникновения фильтрата бурового раствора на расстояние около 0,8 м от ствола скважины); в) Еф = ев (существование зоны проникновения фильтрата бурового раствора на расстояние более 1,5 м от ствола скважины). Здесь ениев— диэлектрические проницаемости нефти и воды, Кн и Кв — коэффициенты нефтенасыщенности и водонасыщенности.

Анализ полученных для этих трех ситуаций решений, сравнение с данными ГИС и керна нескольких скважин Собинского месторождения показали, что имеет место заметная зона проникновения фильтрата бурового раствора. При стандартной интерпретации данных ГИС в случае, когда скважина бурится на растворе на нефтяной основе, a priori предполагается, что Еф =sH. Интерпретация данных ГИС по стандартной методике в этом случае влечет за собой пропуск нефтенасыщенных интервалов. В результате такой интерпретации потенциально продуктивная скважина может быть отнесена к разряду неперспективных. Предложенный алгоритм обработки данных ГИС с использованием петрофизиче-ской модели (1) такие ошибки сводит к минимуму.

Вторая задача заключалась в оценке эффекта частотной дисперсии на точность определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности при использовании данных ДК. В качестве объекта нами был рассмотрен некоторый участок Собинского месторождения. Помимо традиционного комплекса геофизических и петрофизических исследований в ряде скважин этого участка был выполнен диэлектрический каротаж аппаратурой АДК-1 с рабочей частотой 43 МГц и зондом И] 0,25И2 0,75Г. Эмпирическая величина диэлектрической проницаемости (еэмп) определялась по палеткам для аппаратуры АДК-1.

С другой стороны, диэлектрическую проницаемость £ можно вычислить из системы уравнений (1), связывающих данные ГИС, а именно, АК, ГК, ГГК-П, НГК и ИК с физическими характеристиками пластов. Диэлектрическая проницаемость скелета еск была определена по данным АК и НГК с использованием палетки «АК-НГК» по методике, изложенной в «Методических рекомендациях по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом» под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. и др. Причем в дальнейших расчетах использовался весь набор полученных значений еск, а не его модальное значение, как это обычно принято на практике.

Как отмечено выше, система (1) переопределена относительно искомых коэффициентов. поэтому были найдены решения для двух случаев: 1) с учетом данных ИК, но без учета ДК — на рисунке 1 кривые с индексом «_ИК»; 2) с учетом данных ДК, но без учета ИК - на рисунке 1 кривые с индексом «^ДК». Поскольку индукционный каротаж в рассматриваемой скважине выполнялся на частоте 500 кГц, то частотная дисперсия отсутствует, и величина «Кп_ИК» представляет собой истинную пористость.

Доломит

Песчаник глинистый Алевролит

Песчаник извеспссеистый

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ^^^Ц Доломит тинистый

| Песч аник мелкозернистый Аргиллит

Песчаник Песчаник гр/пнозернистый Песчаник с залпом УВ

Рисунок 1 Фрагмент геолого-геофизической характеристики ванаварской свиты скважины

Собинская-И 1.

Аналогично можно сказать, что «Кн_ИК» представляет собой истинный коэффициент нефтенасыщенности по ГИС. Результат сопоставления пористости по керну (диаграмма «Кп_керн») с общей пористостью по ГИС (диаграмма «Кп_ИК») представлен на рисунке 1. Наблюдается достаточно хорошее согласие коэффициента нефтенасыщенности по ГИС (диаграмма «Кн_ИК» на рисунке 1) с результатами испытаний. В зоне предельного углеводородонасыщения величина (100% — Кв0) согласуется с коэффициентом нефтенасыщенности по ГИС «Кн_ИК».

Статистическая достоверность результатов расчетов проверялась сравнением эмпирических и расчетных значений показаний АК, ГГК-П, НГК и ИК. Коэффициенты корреляции во всех случаях оказались достаточно высокими (от 0,70 до 0,91).

Отдельный интерес представляло сравнение результатов вычисления пористости с использованием в качестве электромагнитного метода исследования скважины только ИК или только ДК. Результат представлен на рисунке 2.

Как можно видеть из рисунка 2, эффект частотной дисперсии для пластов-коллекторов ванаварской свиты начинает сказываться при пористости меньше 15%. В частности, для рассмотренного терригенного разреза характерно занижение пористости и занижение коэффициента нефтенасыщенности по данным диэлектрического каротажа, проводимого на частоте 43 МГц. Это связано с тем, что на этой частоте при пористости пластов-коллекторов меньше 15% диэлектрическая проницаемость среды начинает расти за счет возникновения токов смещения, сравнимых по величине с токами проводимости.

Пористость по ДК, д ед.

Рисунок 2 Связь между коэффициентами пористости, определенными с учетом данных ИК и ДК

Глава 2. Структурная модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора

Опыт работы на нефтегазовых месторождениях Западной и Восточной Сибири свидетельствует о том, что существующие на данный момент теоретические модели электропроводности далеко не всегда адекватно описывают петрофизические характеристики продуктивных пластов-коллекторов. По этой причине невозможно достоверно предсказать фильтрационно-емкостные свойства таких пород на основе данных ГИС. Это касается, в частности, Ванкорского месторождения. На рисунке 3 представлены удельные сопротивления некоторых продуктивных пластов этого месторождения в зависимости от результатов испытаний.

Помеченные на рисунке 3 уровни 7 Ом-м и 8,5 Ом-м соответствуют предельным УЭС, ниже которых пласты должны быть заведомо водоносны. Видно, что по величине истинного сопротивления, определенного по данным ГИС, не удается отличить водонасы-щенные пласты от нефтегазонасыщенных. Можно предположить, что это связано с наличием анизотропии электрических свойств и другими особенностями строения продуктив-

ных интервалов. Все эти обстоятельства и стимулировали построение новой математической (матричной) модели электропроводности агрегата со сложной структурой порового пространства.

Эмпирической формулой для определения эффективного УЭС, дающей наилучшее согласие с экспериментальными данными, для пород с непроводящим скелетом является формула Арчи-Дахнова в виде:

Р3фф = Ь-ргш-т, (2)

где р] - УЭС проводящей фазы, Ь и т - эмпирические константы, а - объемная доля порового пространства.

а)

s ю -

б) юо

0.2 0.4 0.6 1.ед.

04 0.6 0.8 ед.

Рисунок 3 Сопоставление истинного УЭС и относительного потенциала самопроизвольной поляризации (апс) пластов яковлевской (а) и нижнехетской (б) свит.

Шифр точек — характер притока в результате испытаний скважин.

Существенный вклад в разработку и исследование петрофизических моделей электропроводности терригенной гранулярной породы внесли отечественные ученые Б.Л. Александров, Б.Н. Еникеев, A.M. Нечай, М.М. Элланский, B.C. Афанасьев, Б.Ю. Вендель-штейн, A.B. Ефимов, В.Н. Кобранов и др. Среди зарубежных ученых необходимо отметить М.Х. Ваксмана, Л.Дж.М. Смитса, Д.А.Дж. Бруггемана, А.Е. Буссиана, Г. Коутса и др.

Первые теоретические расчеты УЭС различных моделей двухкомпонентных сред были в свое время выполнены Дж.К. Максвеллом, И.К. Овчинниковым, A.C. Семеновым, К. Лихтенеккером и др. Как показал анализ, все эти модели для пористости менее 30% дают существенное более низкое УЭС агрегатов в сравнении с формулой (2). На основе исследования Катца и Томпсона фрактальности пород нами была построена новая матричная модель электропроводности, в которой использована модифицированная укладка р серий сферических и эллипсоидальных непроводящих включений (peR). Формула для расчета УЭС такой модели для случая сферических частиц имеет вид:

Рэфф

2ю

о ;

3-ю

2<а,

Л V1 3-ю0

о ;

2ш

Л V

J-W п

о ;

2(0

■Рь

(3)

о ;

где (00- фиктивная величина объемной доли порового пространства, оставшегося после

заполнения агрегата сферами самого большого диаметра, <01 = со^, р) - УЭС проводящей

фазы. Необходимо отметить, что у агрегата, сопротивление которого описывается формулой (3), средний угол наклона между линиями, проходящими через центр сферических

включений, равен 90°. Оказалось, что вычисляемое по формуле (3) рэфф заметно превышает УЭС, определяемую по формуле Арчи-Дахнова при m = 2, b = 1. Таким образом, при прочих равных условиях можно получить сильно различающиеся УЭС матричных моделей только за счет изменения вида упаковки включений.

В качестве параметра, характеризующего степень упаковки включений, рассмотрена величина просветности >[/, равная отношению площади просвета между включениями к общей площади агрегата в заданной плоскости, проходящей через геометрические центры включений. Для эллипсоидальных включений

v(PH--/2"а2Ь 2 2 , (4)

4bsinР • л/а ■ sin2 Р + b2 ■ cos2 Р где а и b - малая и большая полуоси включения, р- острый угол в параллелограмме, вершинами которого являются центры включений. Нетрудно видеть, что при а = b формула (4) описывает изменение просветности для сферических частиц. Выполнены расчеты и анализ просветности для разных способов упаковки двухосных эллипсоидальных частиц. Оказалось, что когда отношение большой полуоси эллипсоида к его малой полуоси становится больше 1,4143, просветность перпендикулярно плоскости смещения центров эллиптических частиц становится больше просветности, которая параллельна плоскости смещения включений. Отсюда следует, что в зависимости от эллиптичности включений и их упаковки может возникать разного рода анизотропия сопротивления агрегата.

В первом приближении удельное сопротивление сложнопостроенных терригенных пластов-коллекторов складывается из УЭС двух проводящих фаз: полностью водонасы-щенной породы с дисперсной глинистостью и слоистой глинистости. Сопротивления слоистой глины и водонасыщенного песчаника с дисперсной глинистостью включены в электрическую цепь либо последовательно, либо параллельно в зависимости от способа измерения общего сопротивления пласта. Исходя из этих соображений и в предположении, что пласты-коллекторы залегают горизонтально, были получены следующие уравнения для расчета УЭС, измеряемого перпендикулярно напластованию методом БКЗ (р±), и УЭС, измеряемого параллельно напластованию методом ВИКИЗ (рц):

О-х)

Pi =КтеорБКЗ =7^-7- . . . ,-+ X 1 Ргл > (5)

7ЬРГЛ+ "Al'Реп Р|| = RTeop ВИКИЗ =-f т /-/-Л-' ^

(1-кгл)/

(1-Х)

кгл/ +(1 кгл)/ I | X

Рг

Ьргл /Ч/2- Рв

Уравнения (5) и (6) определяют так называемую структурную модель электропроводности анизотропного терригенного коллектора В этих уравнениях: V]/] и Ц/2— равны отношениям

vj;(ji/2)/i|/(p) в горизонтальной и в вертикальной плоскостях соответственно; х - коэффициент слоистой глинистости, m и b - коэффициенты, имеющие тот же смысл, что и коэффициенты в уравнении Арчи-Дахнова (2).

В рамках модели неглинистого песчаника (когда кгл = 0 и % = 0) различие в величинах р^ и рц будет определяться исключительно формой и характером упаковки частиц песчаника, т. е. значениями коэффициентов vj/j и vj/2. Методами ГИС изометрию и степень упаковки зерен песчаника на качественном уровне можно определить только по данным пластового микросканера (например, FMI) и только в вертикальной плоскости (коэффициент v(/2). Величину коэффициента vj/j можно определить только в лабораторных условиях при исследовании керна. В наших расчетах величина коэффициента была принята постоянной и равной единице. Величины рвп рассчитывались по формуле (3) для сферических частиц. Учет эллиптичности и степени упаковки частиц осуществлялся путем расчета коэффициента \]/2.

Были построены расчетные кривые анизотропии сопротивления (рц/pi ) в зависимости от пористости для разных значений слоистой и дисперсной глинистости, эллиптичности частиц и степени их упаковки. Полученные результаты теоретических расчетов были использованы при комплексной интерпретации данных ГИС по одной из скважин Ван-корского месторождения.

Для пластов-коллекторов, вскрытых этой скважиной, было выполнено математическое моделирование УЭС. В качестве примера на рисунке 4 представлен продуктивный интервал одного из пластов, показаны блок-схема алгоритма определения теоретических значений RTcop ЕКз и R теор викиз > а также схема расположения частиц непроводящей матрицы. Этот пласт интересен тем, что экспериментальное сопротивление параллельно напластованию оказывается выше сопротивления, измеренного перпендикулярно напластованию. Это противоречит общепринятым представлениям об электропроводности слоистых сред, которые используются при интерпретации данных ГИС.

В соответствии же с предложенной выше моделью электропроводности это можно объяснить улучшением упаковки сферических частиц в вертикальной плоскости (i|/2 =1,26).

Полученные результаты могут быть полезны при прогнозировании геологического строения продуктивных интервалов. Появляется возможность оценивать степень упаковки зерен кварца, характер распределения пор по размерам, величину слоистой и дисперсной глинистости. Можно рассчитать истинное сопротивление пласта-коллектора с учетом анизотропии физических свойств для более точного и достоверного определения коэффициента нефтенасыщенности Кн.

Рисунок 4 Фрагмент геолого-геофизической характеристики долганской свиты скважины Ванкорская-ЬТЫ в интервале хх49,8

ВИКИЗ

- хх54,2 м

A1.OMO.1N.OMM

A4.OMO.5N.OMM

- A1.0W.5N. Отел

Метеор БКЗ.Омм^ — И БКЗ, Омы

-1-Г-1-

- Но20 Омм

•Ктеор ВИ КИЗ, Омы

— I I I | ~~

— В ВИКИЗ, Смм

»52

"теорВИКИЗ

таорБКЗ

вв х: жвяж

*» ¡5 5« ■§

1Шш

181111И

-ч

Глава 3. Анизотропия проницаемости трещиноватых коллекторов

Характерной особенностью рада нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, в частности, Юрубчено-Тохомского месторождения (ЮТМ) является трещиноватая структура пластов-коллекторов, что накладывает определенные условия на решение задач определения петрофизических характеристик этих пластов. В частности, такая важная характеристика трещинного пласта-коллектора, как его проницаемость К, обладает явно выраженной пространственной анизотропией, которую необходимо учитывать как на стадии разведки месторождения, так и при его эксплуатации.

В общем виде задача о проницаемости трещиноватых пород был в свое время решена Роммом. Решение имеет вид:

й = -К—, (7)

где тензор проницаемости К имеет компоненты

j п , .

Kij=TT^gkfk^j~aik-ajk]- (8)

к=1

В уравнениях (7) и (8): и - скорость фильтрации флюида, VP - градиент давления, ц -коэффициент динамической вязкости флюида, gk и соответственно раскрытость и линейная густота трещин в k-ом направлении, а||{ - косинусы углов между осями координат и направлениями, перпендикулярными k-му направлению.

Однако использовать на практике формулу (8) весьма затруднительно по той причине, что необходимо иметь информацию не только о пространственной ориентации трещин и их линейной густоте, но и об их раскрытости. Во избежание больших ошибок раскрытость желательно определять в пластовых условиях, а это можно сделать только с использованием микроэлектрического полноскважинного сканера FMI. Однако в подавляющем большинстве уже обсаженных скважин Восточной Сибири FMI проведен не был.

Эти и ряд других обстоятельств послужили основанием для построения такой математической модели трещинного пласта-коллектора, используя которую можно было бы рассчитать его проницаемость в произвольном направлении через экспериментально определяемые линейные размеры блоков, их пространственную ориентацию и проницаемость пласта, определяемую по результатам ГДИС.

Пусть пласт-коллектор представляет собой совокупность большого числа разного размера и различной ориентации непроницаемых блоков, разделенных плоскими трещинами. Для определения ориентации блоков введем две декартовые системы координат. Неподвижная система OX0Y0Z0 имеет начало в точке закачки в пласт флюида, ось OZ0 направлена вертикально вниз, ОХо - на север, OY0 - на восток. Подвижная система координат OXYZ связана с гранями блоков. Положение каждого блока в пространстве можно задать тремя углами (а, Р и у), которые составляют грани блоков с осями неподвижной системы координат. Пусть х, у, z — размеры граней блоков вдоль осей ОХ, OY и OZ, Ga,Gp,Gy,Gx,Gy,Gz - функции плотности вероятности распределения углов а, р, у и

размеров блоков х, у, г. Пусть характерные линейные размеры пласта равны Ь, причем I? » х х у х ъ. г нию ОХ0, равно

Ь » х х у х ъ. Тогда элементарное число трещин, которые перпендикулярны направле-

а полное число трещин, перпендикулярных этому направлению, будет представлено интегралом

Р] п Ь1 С! У 2

где отрезки [р^, Р2 [уьУг], [Ь], Ь2]. [с^со] соответствуют областям определения углов

Р, у и областям определения размеров граней у и ъ. Интегралы 1Чу и N2, соответствующие

числу трещин, перпендикулярных осям ОУ0 и определяются аналогично. Введем обозначения

= 'и'11-р1-1^ оу с2 арау ау ^,

У] Ь] С] У 2

а212а2 с2

1У = / 11 }с°^^озу.ааотохо,ааауаха2, (9)

«1 Т1 а1 С1

1г = 7ТГ|££!^^орохоуаас1рахс1у.

«1 Р1 31 Ь1 Х У

Тогда линейная густота трещин вдоль соответствующих осей будет равна: Нх Ny

Будем считать раскрытость всех трещин одинаковой и равной g, а градиент давления по всем направлениям постоянным и равным по величине ЛР/Ь. Тогда в соответствии с(7)и(8)

Е3, , АР ё3 ДР . АР

12 у 12 уцЬ 12

Коэффициенты проницаемости вдоль выбранных осей равны:

=-, К.. =-1.., К 7 — ——17.

х 12 х у 12 у 2 12 2

Введем параметры анизотропии пласта:

А=—= в = — = — = (10)

Ку Чу 1у \12

Пусть в определенный момент времени в начале выбранной системы координат создается градиент давления флюида в пласте. Если флюид распространяется только вдоль

трещин, то уравнение фронта потока от точечного источника в момент времени т будет иметь вид

т = —+—+ —= const, ux uy uz

или с учетом (10)

х0 +А-у0 +B-z0 =const. (11)

Если расстояние до фронта много больше линейных размеров непроницаемых блоков, то в (11) можно перейти к приращениям:

dx0 + А • dy0 + В • dz0 = 0. Переходя в сферическую систему координат и интегрируя, для фронта потока получаем уравнение:

r(e,<p)=c-w(e,cp), (12)

где С - постоянная интегрирования,

х(Э,ф) = sin0 ■ coscp + А • sin0 • sin tp + В • cos0, (14)

i|/(0, ф) = sin 0 • + 2 Atg^ - tg2 ^ j + В eos 0 • + tg2 -^j. (15)

Постоянная интегрирования С в уравнении (12) была определена из условия согласования с данными измерений средней проницаемости КГдИС по результатам ГДИС. В результате для проницаемости пласта в направлении, заданным полярным углом 0 и азимутальным углом ф, получено выражение:

К(6,ф)=КГДИС^, (16)

" W

. 7t 2л

где w = — J Jw(e,q>)dedq>. (17)

оо

Уравнение (16) представляет собой решение поставленной выше задачи. Общая проницаемость Kr^c определяется по результатам гидродинамических исследований

скважин, функции w(0, ф) и w вычисляются по формулам (13) и (17) и зависят только от геометрических размеров блоков и их пространственной ориентации. Плохо определяемая в экспериментах величина раскрытости трещин в полученных уравнениях не фигурирует.

В рамках разработанной математической модели была проанализирована анизотропия проницаемости для нескольких скважин ЮТМ. Линейная густота фильтрующих макротрещин, высоты (z) и размеры основания (х и у) блоков непроницаемой матрицы, а также общая удельная поверхность макротрещин определялись по результатам изучения керна. Полученные геологические характеристики макротрещин экстраполировались на интервалы, не освещенные керном, посредством настройки на данные геофизических иссле-

дований скважин. Были использованы результаты FMI (микроэлектрического скважинного сканера), UBI (ультразвукового сканера), НИД-2 (пластового наклономера), широкополосного акустического каротажа и бокового каротажа. Азимуты простирания и углы падения трещин определялись по комплексу ГИС и по данным изучения керна.

Полученные экспериментальные данные были подвергнуты статистической обработке на предмет определения функций распределений Ga,Gp, Gy, Gx, Gy, Gz. Затем были вычислены интегралы (9), параметры анизотропии (10) и по формуле (16) рассчитаны величины К^сруКщис. Пример такого расчета для одной из скважин представлен на рисунке 5.

1,5-1 Ось Y0

Ось Х„

Ось Z„

Ось Х0

Рисунок 5 Полярные диаграммы относительной проницаемости К/Кгдис в плоскостях XqOYo и YqOZo.

Из этих диаграмм видно, что проницаемость пласта в зависимости от направления может быть как в 7,5 раз больше (вдоль оси (Ко), так и более чем в четыре раза меньше (вдоль оси ОХ0) средней проницаемости КГдИС. Абсолютный минимум проницаемости

Кт1п имеет место в направлении, задаваемом углами Зт]П =81° и /,т|п =21°. В этом направлении К^/Крдис =0,185. Абсолютный максимум проницаемости Ктах достигается в направлении оси OZ0, в котором Ктах/КГдас = 7,545. Тогда для рассматриваемого случая Ктах/Кт|п =40,8. Это отношение можно рассматривать как количественную характеристику анизотропии проницаемости пласта.

В Заключении отмечены ключевые моменты диссертационной работы и сформулированы основные результаты диссертации, которые приведены ниже.

1. Разработана петрофизическая модель связи фильтрационно-емкостных свойств с данными ГИС (включая и данные ДК) пластов-коллекторов ванаварской свиты Со-бинского месторождения. Разработаны алгоритм и методика учета зоны проникновения при вскрытии скважины с использованием раствора на нефтяной основе.

2. Показано, что на частоте 43 МГц в терригенном коллекторе при пористости менее 15% присутствует эффект дисперсии электрических свойств горных пород, который необходимо учитывать при интерпретации данных ГИС.

3. Разработана новая физико-математическая модель электропроводности двухкомпо-нентной среды, на основе которой получены формулы для расчета удельного сопротивления параллельно (рц) и перпендикулярно (Pi) напластованию для гранулярного терригенного анизотропного коллектора с учетом слоистой и дисперсной глинистости, изометрии и степени упаковки зерен непроводящей фракции. Полученные результаты позволяют снизить риск пропуска продуктивных интервалов.

4. На примере одной из скважин Ванкорского месторождения осуществлено решение обратной задачи геофизики на основе комплексной интерпретации данных ГИС. Показано, что наиболее достоверное описание сложнопостроенного геологического объекта достигается с использованием таких специальных методов исследований скважин как ВИКИЗ, ЯМК и FMI.

5. Разработана новая физико-математическая модель проницаемости идеальной среды с системой ортогональных трещин. Получено аналитическое решение задачи расчета коэффициента проницаемости в произвольном направлении.

6. Выполнены расчеты относительной величины проницаемости и ее анизотропии для одного из объектов Юрубчено-Тохомского месторождения.

Естественно, что представленные в диссертации математические модели сложнопо-строенных коллекторов не в состоянии описать все разнообразие нефтегазоносных геологических объектов даже в пределах Восточной Сибири. При построении моделей нами были выдвинуты некоторые предположения, соответствующие конкретным геологическим объектам. Эти предположения перечислены в Заключении.

Дальнейшее развитие исследований, начатых в диссертационной работе, видится:

• в разработке теоретических основ использования высокочастотных электромагнитных исследований для расчета степени смачиваемости горных пород и коэффициентов остаточной воды и нефти in situ;

• в разработке математической модели электропроводности среды с учетом минералогического состава глинистого материала;

• в развитии и экспериментальном подтверждении идеи о фрактальном строении песчаников продуктивных пластов Ванкорского месторождения;

• в создании программного комплекса по интерпретации данных гидропрослушивания скважин ЮТМ с использованием модели проницаемости трещинного коллектора.

Автор выражает благодарность сотрудникам ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», в частности, Н.Б. Красильниковой, A.A. Конторовичу, P.A. Шишкину, A.A. Антоненко, P.M. Сорокиной, А.Ф. Шакировой и А.К. Битнеру, сотрудникам Института геологии, геофизики и минералогии СО РАН им. академика A.A. Трофимука Ю.Н. Антонову, В.Н. Глинских, Г.В. Нестеровой и И.Н. Ельцову, сотруднику ООО «Нефтегазгеофизика» A.B. Малинину, сотрудникам ОАО «ВЧНГ» Гордееву ЯМ. и Маслову С.О., сотруднику фирмы «Сахалин

Энерджи Инвестмент Компани Лтд» Jos Bonnie, сотруднику фирмы Halliburton С.А. Sey-bold, разработчикам программного продукта GeoOffice Solver С.Н. Красильникову и В.М. Кабанову за полезные замечания и ценные советы. Автор глубоко признателен преподавателям Томского политехнического университета В.П. Меркулову и Г.Г. Номоконовой, оказавших большое влияние на формирование научных взглядов соискателя. Отдельно выражаю глубокую благодарность своему научному руководителю профессору В.М. Киселеву за постановку задачи, полезные обсуждения, ценные советы и всестороннюю помощь при написании диссертационной работы, а также своей жене и дочке за понимание и терпение.

Список работ автора по теме диссертации

По списку ВАК:

1) Kiselev V.M., Chashkov A.V. Permeability anisotropy of fractured reservoirs // Журнал Сибирского федерального университета. Математика и физика. 2009. 2(4). Р. 387-393. - 0,34 п.л.

2) Киселев В.М., Чашков A.B., Кинсфатор А.Р. Количественная оценка анизотропии проницаемости трещинных коллекторов со случайным распределением трещин // Геофизика. 2010. №4-С. 41-46.-0,5 п.л.

3) Chashkov A.V., Kiselev V.M. Using of the Cluster Analysis and Artificial Neural Networks Technology for Log Data Interpretation // Журнал Сибирского федерального университета. Техника и технологии. 2011. № 4. Р. 453-462. - 0,5 п.л.

В других изданиях:

4) Чашков A.B. Применение электрического и акустического каротажа для прогнозирования флюидоупорных свойств глинистых покрышек : Труды XII Международного научного симпозиума им. академика В.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр», Томск : Изд-во Томского политехнического университета. 2008. С. 330-332. -0,15 п.л.

5) Чашков A.B., Киселев В.М. Особенности интерпретации данных диэлектрического каротажа в терригенном разрезе с использованием программного продукта «GeoOffice Solver» : сб. статей междунар. конф. MINEX-Сибирь 2008, Красноярск, 2008. С. 71-75. -0,18 п.л.

6) Чашков A.B. Анализ зоны проникновения при вскрытии скважины раствором на нефтяной основе : Тезисы докладов Четвертой Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле, Новосибирск, 2008. С. 267. - 0,14 п.л.

7) Антоненко A.A., Чашков A.B. Применение нейронных сетей для прогнозирования петрофизических свойств : Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии в нефти и газа», М. : Изд-во ВНИГНИ, 2009. С. 11-13.-0,1 п.л.

8) Чашков A.B., Антоненко A.A. Анизотропия проницаемости в трещиноватых коллекторах : Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии в нефти и газа», М. : Изд-во ВНИГНИ, 2009. С. 108-110.-0,1 п.л.

9) Чашков A.B., Киселев В.М. Применение промысловых методов ГИС для оценки параметров трещиноватости горных пород // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. Вып. 8. Красноярск : ИПК СФУ, 2010. С.250-256. - 0,25 п.л.

10) Чашков A.B., Квачко С.К. Структурная модель порового анизотропного пространства терригенного коллектора : Труды V Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле», Москва, 2010. С. 206. -0,1 п. л.

11) Квачко С.К., Чашков A.B. Условия осадконакопления терригенных коллекторов газонефтяного месторождения (Западная Сибирь) : Труды V Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле», Москва, 2010. С. 41.-0,1 п.л.

12) Антоненко A.A., Ошмарин P.A., Чашков A.B. Определение физико-механических свойств горных пород с применением данных скважинных микросканеров // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. Вып. 8. Красноярск : ИПК СФУ, 2010. С.223-228. -0,2 п.л.

13) Чашков A.B., Кинсфатор А.Р. Анизотропия проницаемости трещинного пласта-коллектора с заданным распределением направлений трещин : Труды XIV Международного научного симпозиума им. академика В.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр», Томск : Изд-во Томского политехнического университета, 2010. С. 432-433. - 0,2 п.л.

14) Chashkov A.V., Kiselev V.M. Development of Formation Evaluation Methods for Structurally Complicated Carbonate Reservoirs : EAGE. 4~ Saint Petersburg International Conference and Exhibition, Saint Petersburg, 2010. 4p. Electronic resource. 1 electronic optical disk (CD-ROM).-0,27 п.л.

15) Чашков A.B., Киселев В.М. Фрактальная модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора : Тезисы докладов IV Международного горногеологического форума «МИНГЕО Сибирь 2010», Красноярск, 2010. С. 69-84.-0,65 п.л.

16) Чашков A.B., Киселев В.М. Матричная модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора : Материалы международной конференции «Геомодель-2010», Геленджик, 2010. 4с. Электронный ресурс. 1 электрон, опт. диск (CD-ROM). -0,25 п.л.

17) Киселев В.М., Чашков A.B., Колесов В.А. Об определении смачиваемости пород по данным высокочастотного электромагнитного каротажа : Тезисы докладов научно-практической конференции, Томск : STT, 2011. С. 126-127.-0,15 п.л.

18) Chashkov A.V., Gordeev Y.I., Menyakin V.F. Experience of Applying Geosteering to Drill Horizontal Wells in Salinization Reservoirs of Eastern Siberia // SPE-149909. Arctic and Extreme Environments Conference & Exhibition, Moscow. 2011. 15 p. -1,1 п.л.

19) Киселев B.M., Колесов B.A., Чашков A.B. Оценка смачиваемости коллекторов по результатам анализа данных электромагнитного каротажа // Материалы 9-й Международной научно-технической конференции, Красноярск, 2011. С. 359-363. - 0,25 п.л.

_Технический редактор Туркин Ю.А._

Подписано в печать 29.09.2011 Формат 60x84/16. Бумага офсет №1. Гарнитура Тайме

_Печ. л. 1,0. Тираж 150. Зак. № 589_

ООО «Грань», ул. Декабрьских событий, 85, Иркутск, 664007

Содержание диссертации, кандидата физико-математических наук, Чашков, Анатолий Васильевич

Список сокращений.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Моделирование геологической среды с использованием данных диэлектрического каротажа.

1.1. Петрофизические особенности ванаварской свиты.

1.2. Методы исследования электрических параметров разрезов скважин

1.3. Анализ зоны проникновения при вскрытии скважины раствором на нефтяной основе.

1.4. Влияние дисперсии электрических свойств пластов-коллекторов на точность определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности

1.5. Возможный механизм частотной дисперсии электрических свойств пластов-коллекторов ванаварской свиты.

Выводы по главе 1.

Глава 2. Структурная модель электропроводности терригенного анизотропного пласта-коллектора.

2.1. Электропроводность многокомпонентных сред.

2.2. Математические модели электропроводности горных пород.

2.3. Модифицированная укладка р серий сферических частиц.

2.4. Влияние степени упаковки частиц на анизотропию сопротивления.

2.5. Структурная модель терригенного анизотропного коллектора.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Анизотропия проницаемости трещиноватых коллекторов.

3.1. Постановка задачи.

3.2. Блочная модель пласта-коллектора.

3.3. Модельные примеры анизотропии проницаемости.

3.4. Проницаемость трещинного пласта со случайным распределением ориентации и размеров блоков.

3.5. Блочная модель рифейских отложений Юрубчено-Тохомского месторождения.

Выводы по главе 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин"

Актуальность задачи. В результате, проведения геофизических исследований скважин:(ГИС) изучается взаимосвязь параметров искусственных и естественных физических нолей с физическими свойствами горных, пород, находящихся в околоскважинном и межскважинном пространствах [l-4]i Вs свою очередь физические свойства пород отражают литологиче-ские, фациальные, коллекторские, структурно-текстурные и другие характеристики. Вычисление величины.ноля в скважине по заданным параметрам его источников и характеристикам среды называют прямой задачей ГИС. На практике; напротив, по ¡ измеренным в скважине параметрам поля определяютхарактеристикихреды; т. е. решают обратную задачу:

Обработку и интерпретацию данных ГИС осуществляют в программных продуктах «GeoOffice Solver», «ПРАЙМ», «InterPetrophysics», «Гинтсл», «Techlog» и др: .

Основными петрофизическими характеристиками пластов-коллекторов, которые подлежат определению в результате проведения ГИС, являются коэффициенты нефтенасыщенности (Кн), водонасыщен-ности (Кв), пористости (К,,); проницаемости (К), а также коэффициенты глинистости (кгл)íи песчанистости (Кск). Коэффициенты Кн,Кв ,КП и К характеризуют фильтрационно-емкостные свойства пласта-коллектора и являются ключевыми параметрами при подсчете запасов углеводородов.

Именно они используются при геологическом и гидродинамическом моделировании месторождений углеводородов, прогнозировании дебита скважин, расчетах нефтеотдачи продуктивного пласта, при проектировании режима эксплуатации месторождения и т.д. [5-8].

Все перечисленные коэффициенты могут быть, в принципе, определены в результате лабораторных исследований поднятого на поверхность керна. Однако в лаборатории практически невозможно смоделировать пластовые условия, в которых находился образец in situ. Кроме того, бурение скважины с отбором керна требует в несколько раз больших затрат средств и времени, чем бескерновое бурение, а современные способы отбора керна при глубоком бурении недостаточно совершенны и обычно отбираются наиболее крепкие и практически менее интересные породы. Таким образом, изучение физических свойств горных пород и их взаимных связей в петрофизических лабораториях проводится для повышения точности бес-керновой геологической документации разрезов скважин по геофизическим данным. Также данные лабораторных исследований керна используются для контроля и для уточнения петрофизических моделей, положенных в основу обработки результатов ГИС.

К числу основных методов геофизических исследований нефтяных скважин относятся акустический каротаж (АК), группа методов, основанных на измерениях электрических и электромагнитных полей разной частоты, и группа ядерно-геофизических методов [3, 9, 10]. Различные аппаратурные модификации этих и других методов ГИС, рассмотренные в комплексе, позволяют определить те или иные петрофизические характеристики исследуемого геологического объекта, т.е. решить обратную задачу прикладной геофизики. Так, например, данные измерений интервальных времен пробега упругих волн в результате проведения АК можно связать с коэффициентами Кп,кгл и КСК. То же самое касается и данных гамма-гамма каротажа плотностного (ГГК-П), нейтронного гамма каротажа (НТК), диэлектрического каротажа (ДК). Глинистость можно определить по данным гамма каротажа (ГК) или потенциала самопроизвольной поляризации (ПС).

Наибольшие проблемы возникают при определении коэффициентов водонасыщенности (Кв) и проницаемости (К). Дело в том, что для расчета водонасыщенности пласта используют данные электрических и электромагнитных измерений в скважине, на основе которых вычисляют удельное электрическое сопротивление (УЭС) пласта. Измеренное в скважине УЭС является по своей сути кажущимся сопротивлением, отличающимся от истинного сопротивления, поскольку зависит от геометрии измерительной установки, диаметра скважины, сопротивления вмещающих пород и от частоты используемого электромагнитного сигнала. Вычисление истинного УЭС по кажущемуся УЭС, а затем и определение водонасыщенности пласта является типичной некорректной задачей по Адамару [11]. Эта задача становится условно корректной по Тихонову, если максимально ограничить область возможных решений посредством выбора адекватной физико-геологической модели исследуемой среды.

Практически то же самое можно сказать и об определении коэффициента проницаемости К, играющего исключительно важную роль при моделировании процессов нефтеотдачи пластов [6, 12-16]. Проницаемость в пластовых условиях определяют в результате гидродинамических испытаний скважин (ГДИС), используя при этом закон Дарси (пропорциональность расхода флюида градиенту давления) [17, 18]. Однако, как показывает опыт [19, 20-22], далеко не всегда проницаемость, определенная по ре-' зультатам ГДИС, отвечает реальным условиям нефтегазоносной толщи. Следовательно, и в этом случае возникает необходимость построения адекватных физико-геологических моделей среды и методов расчета проницаемости.

Все эти и многие другие проблемы промысловой геофизики приобрели особую актуальность при разведке и уже начавшейся эксплуатации нефтегазовых месторождений Восточной Сибири (Красноярский край и Иркутская область). Связано это с необычайно сложным геологическим строением месторождений, со специфическими особенностями строения пластов-коллекторов [23-27]. В качестве геологических объектов, на которых было выполнено моделирование фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов в рамках настоящей работы, были рассмотрены Со-бинское, Ванкорское и Юрубчено-Тохомское месторождения.

Собинское месторождение приурочено к Собинско-Тэтэрскому полувалу Катангской седловины. Промышленная нефтегазоносность связана с песчаниками терригенного комплекса пород ванаварской свиты. Продуктивные интервалы представлены мономиктово-кварцевыми разнозерни-стыми песчаниками с прослоями алевролитов.

Ванкорское месторождение располагается в южной части Болыпе-хетской структурной террасы Западно-Сибирской плиты, осадочный комплекс которой представлен песчано-алевролитовыми и глинистыми породами мезо-кайнозойского возраста.

Геологические процессы накопления и формирования осадков в пределах Собинского и Ванкорского месторождений определили большое разнообразие пород-коллекторов по гранулометрическому и минеральному составу, по геохимическим особенностям цементации и, как следствие, обусловили сложную структуру фильтрационно-емкостного пространства. Терригенные коллекторы указанных месторождений относятся к сложному типу, поскольку их каркас образован многокомпонентной композицией минералов со сложной структурой поровых каналов. Особую трудность для исследования представляют малопроницаемые глинистые коллекторы при наличии тонкого переслаивания с непроницаемыми отложениями.

Продуктивные отложения представлены, как, поровыми, так и порово-трещинными коллекторами.

Юрубчено-Тохомская- зона» (ЮТЗ) нефтегазонакопления: находится; в пределах.Байкитской нефтегазоносной области Лено-Тунгусской нефтега-зоноснойщровинции: Залежи нефти и газа стратиграфически, приурочены; к карбонатным: отложениям позднего палеозоя и рифея. Как и другие древние карбонатные массивы, коллекторы Юрубчено-Тохомского месторождения прошли все: стадии первичных и вторичных преобразований. Многокомпонентный литологический состав и сложная трехкомпонентная структура пустотного пространства рифейских и палеозойских пород, сложное пространственное распространение и изменчивость фильтрационных характеристик по! площади! ш разрезу затрудняют выделение и оценку коллекторов: Характерной; особенностью ЮТЗ' является; то;=что блоковая« проницаемость, пород; коллекторов« пренебрежимо; мала и практически вся: фильтрация происходит по системе ортогональных трещйщ осложненных вторичной кавернозностыо;

Основная идея диссертационной работы заключается в повышении информативности; и; достоверности' интерпретации; результатов1 ГИС, что позволит более успешно решать задачи выявления? продуктивных пластов-коллекторов.

Цели, настоящей^ работы состояли в построении математических-моделей петрофизических свойств; сложнопостроенных пластов-коллекторов и в создании на основе этих моделей новых алгоритмов и методик оценок фильтрационно-емкостных свойств коллекторов-; с использованием данных ГИС и керна. Для достижения указанных целей были поставлены следующие задачи:

1. На основании систем нелинейных алгебраических уравнений построить петрофизическую модель, связывающую между собой фильтраци-онно-емкостные характеристики, терригенного коллектора, и; результаты

ГИС, включая данные диэлектрического каротажа (ДК). Исследовать влияние дисперсии электрических свойств на точность определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности.

2. Построить физико-математическую модель электропроводности гранулярного терригенного анизотропного коллектора, учитывающую влияние дисперсной и слоистой глинистости, а также изометрию частиц скелета горной породы и характера их упаковки. С использованием разработанной модели электропроводности выполнить комплексную интерпретацию данных высокочастотного индукционного каротажного изопарамет-рического зондирования (ВИКИЗ), бокового каротажного зондирования (БКЗ), ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) и микроэлектрического полно-скважинного сканера (FMI).

Фактический материал и методы исследования.

Математические модели петрофизических свойств сложнопостроен-ных коллекторов, представленные в настоящей работе, базируются на экспериментальных данных, полученных в результате исследований керна, комплекса геофизических исследований скважин и испытаний скважин.

Комплекс ГИС, применяемый на Собинском месторождении, состоит из общих исследований по всему стволу скважины и детальных, проводимых в продуктивных перспективных на нефть и газ интервалах разреза.

Данный комплекс соответствует «Временному обязательному комплексу геофизических исследований скважин Катангской седловины и Камовско-го свода» и обеспечивает решение основных геологических задач. Отбор керна производился снарядами «Недра» и прибором СКО. Лабораторные исследования керна рассматриваемых скважин Собинского месторождения выполнялись в лабораториях ВНИЖТИС и КТЭ ПГО «Енисейнефтегаз-геология» в период с 1985 по 1987 гг. Опробование скважин Собинского месторождения осуществлялось согласно «Комплексной программе по оптимизации разведочных работ на Собинском месторождении» и «Методическим указаниям по ведению работ на стадии поисков и разведки месторождений нефти и газа» и выполнялось ПГО «Енисейнефтегазгеология» совместно с СНИИГГиМС.

Данные ГИС, в том числе FMI, ЯМК и ВИКИЗ, рассмотренной скважины Ванкорского месторождения были зарегистрированы компанией Schlumberger в декабре 2007 г.

Анализ макротрещиноватости рифейских доломитов обсуждаемых скважин Юрубчено-Тохомского месторождения, произведен Вотинцевым А.Н. по методике, разработанной в СНИИГГиМСе в 1985 г. Данные пластового микросканера (FMI), используемые в данной работе, зарегистрированы компанией Schlumberger.

Обработка экспериментальных данных проводилась с использованием программных продуктов «GeoOffice Solver» (разработчики Красильни-ков С.Н., Кабанов В.М., Химченко В.Н., Иванов Д.Л., Розов Е.А.), «Techlog» (разработчик «Techsia»), «MathCad» (разработчик «Mathsoft Engineering & Education»), «МФС ВИКИЗ» (разработчик НИЦ ОИГГМ СО РАН), а также с использованием стандартных методов математической статистики.

При построении петрофизических моделей геологических объектов использовались идеи М.М Элланского и Б.Н. Еникеева по применению многомерных связей в нефтегазовой геологии. При создании физико-математической модели электропроводности гранулярного коллектора использовались теоретические работы Дж.К. Максвелла, В.Н. Дахнова, Г. Арчи, К. Лихтенеккера, И.К. Овчинникова, С.С. Итенберга и др. по электропроводности многокомпонентных сред. Кроме того автором использовалась теория проницаемости трещиноватых коллекторов, разработанная Е.С. Роммом, Т.Д. Голф-Рахтом, К Терцаги и др.

Научные результаты, выносимые на защиту.

Научная новизна представленных в диссертации результатов.

2. Предложены новые расчетные соотношения для. оценки УЭС параллельно и перпендикулярно напластованию, отражающие влияние дисперсной и слоистой глинистости, а также изометрии частиц скелета горной породы и характера их упаковки.

3. В рамках новой физико-математической моделш проницаемости среды с системой ортогональных трещин; получено аналитическое решение, позволяющее для трещиноватого карбонатного коллектора рассчитывать коэффициент проницаемости в произвольном направлении.

Достоверность полученных результатов подтверждена, во! первых, согласием модельных расчетов с геолого-геофизическими данными' по каждому исследованному геологическому объекту, в том числе с результатами испытаний скважин и данными керна. Во-вторых, все построI енные модели электрических свойств коллекторов удовлетворяют условиI ям предельного перехода, т.е. при определенных упрощениях удовлетворяют ранее используемым на практике эмпирическим расчетным формулам. Математическая модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора в случае отсутствия слоистой глинистости, сферичности частиц непроводящего скелета и постоянства их размеров переходит в формулу Арчи-Дахнова. Блочная модель проницаемости при условии равномерного распределения размеров и пространственной ориентации блоков переходит в изотропную поровую модель коллектора. В-третьих, результаты расчетов по всем моделям не противоречат известным фундаментальным теоретическим и экспериментальным исследованиям терри-генных и карбонатных коллекторов.

Практическая значимость выполненных исследований.

1. Разработаны новые методики учета зоны проникновения при вскрытии скважины раствором на нефтяной основе и определения коэффициентов пористости и нефтенасыщенности с использованием данных ДК. Методики опробованы на одном из объектов Собинского месторождения.

2. Разработана методика оценки параметров, характеризующих структуру терригенного коллектора (глинистость, изометрию частиц, про-светность и др.), которая использована для описания и анализа анизотропных коллекторов Ванкорского месторождения.

Апробация работы.

Основные результаты исследований по теме диссертации были представлены и обсуждены на следующих конференциях и семинарах:

• Четвертая Сибирская международная конференция молодых ученых по наукам о Земле, Новосибирск, 1-3 декабря 2008;

• XII Международный научный симпозиум им. акад. В.А. Усова студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр»,

Томск, 15-16 апреля, 2008;

• Горно-геологический международный форум «МШЕХ-Сибирь»,

Красноярск, 20-22 мая, 2008;

Всероссийская научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Молодежь и наука: начало XXI века», Красноярск, 20-24 апреля 2009; .

Научная конференция молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии нефти и газа», Москва, 17-18 февраля 2009;

III Межрегиональная« Научно-техническая конференция) молодых специалистов ОАО «НК-«Роснефть», Москва; 23-25 июня; 2009;

V Межвузовская научная конференция студентов; аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле»,: Москва, 23^-25^ марта; 2010;

XIV Международный; научный симпозиум им: акад. В.А. Усова!студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения- недр», Томск,. 5-9 апреля, 2010;

8-ая!Международная5Конференция1«С6врёменные^ технол огии; освоения минеральных ресурсов», Красноярск, 23-25 апреля,2010; 4-ая Международная: научно-практическая конференция и1 выставка EAGE, Санкт-Петербург, 5-8 апреля 2010; '

Горно-геологический. международный форум «MINEX-Сибирь», Красноярск, 12-14 мая, 2010;

IV Межрегиональная Научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «НК-«Роснефть», Москва, 29-30 июня, 2010; Международная научно-практическая конференция «Геомодель-2010», Геленджик, 13-17 сентября 2010;

Научно-практическая конференция «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа Сибири», посвященная 25-летию ОАО «ТомскНИГШнефть», Томск, 18-19 аире-ля, 2011;

• VI Межрегиональная научно-техническая конференция молодых специалистов ОАО «ТНК-ВР», Тюмень, 9-10 июня, 2011;

• Конференция БРЕ по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, Москва, 18-20 октября, 2011.

Публикации.

Основные результаты опубликованы в 19 печатных работах, из них в ведущих научных рецензируемых журналах, определённых ВАК — 3 (Журнал Сибирского федерального университета. Математика и физика, № 2(4), 2009; Геофизика, №4, 2010; Журнал Сибирского федерального университета. Техника и технологии, № 4, 2011).

Структура и объем диссертации.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Чашков, Анатолий Васильевич

Основные результаты этой главы опубликованы в работах [164-170].

Заключение

Исследования, выполненные в рамках настоящей диссертационной работы, посвящены решению ряда задач, связанных с повышением информативности и достоверности интерпретации данных ГИС. Решение этих задач актуально, прежде всего, для сложнопостроенных терригенных и карбонатных пластов-коллекторов месторождений нефти и газа Восточной Сибири. Дело в том, что традиционные методики определения фильтраци-онно-емкостных характеристик по данным ГИС в большинстве своем основаны на моделях порового изотропного пласта-коллектора. Как показывает опыт обработки и интерпретации результатов ГИС, выполненных в скважинах месторождений Восточной Сибири, далеко не всегда удается методами с использованием стандартного комплекса ГИС найти корректное решение обратной задачи — по измеренным в скважине физическим полям идентифицировать и количественно описать продуктивные и непродуктивные пласты. В первую очередь это обусловлено неадекватностью реальным условиям некоторых моделей, которые положены в основу решения обратной задачи.

Пласты-коллекторы месторождений Восточной Сибири имеют ярко выраженную анизотропию электрических, акустических и флюидодинами-ческих свойств. Продуктивные интервалы характеризуются многокомпонентным составом скелета, смешанным типом смачиваемости, не только дисперсной, но и слоистой глинистостью, наличием каверн, микро- и макротрещин и т.д.

Все эти обстоятельства и стимулировали постановку и решение ряда задач по созданию новых объектно-ориентированных математических моделей пластов-коллекторов трех крупных месторождений углеводородов Восточной Сибири (Собинского, Ванкорского и< Юрубчено-Тохомского). Для Собинского месторождения была построена математическая модель связи петрофизических свойств с данными ГИС, в том числе, с использованием данных ДК. Для Ванкорского месторождения разработана математическая модель электропроводности среды с учетом анизотропии физических свойств пород-коллекторов. Для Юрубчено-Тохомского месторождения разработана математическая модель анизотропии проницаемости трещинного пласта-коллектора.

Хотя для каждого из этих месторождений решались свои специфические задачи, при разработке всех математических моделей были выполнены следующие условия:

1. Конечной целью решения поставленных задач было нахождение тех или иных коэффициентов, характеризующих фильтрационно-емкостные свойства пластов-коллекторов.

2. При построении физико-математических моделей учитывалась анизотропия физических свойств среды.

3. Петрофизические модели строились с учетом выполненного на данном геологическом объекте комплекса ГИС.

Одной из целей настоящего исследования было показать, что достоверность решения обратной задачи ГИС существенно увеличивается не только в результате использования физико-математических моделей, адекватных сложнопостроенным пластам-коллекторам Восточной Сибири, но и при использовании таких специальных методов ГИС, как ЯМК, ДК, ВИКИЗ, FMI.

Сформулированные во Введении задачи исследования решены. К основным результатам диссертационной работы относятся следующие положения:

1. Разработана петрофизическая модель связи фильтрационно-емкостных характеристик терригенного пласта-коллектора с эмпирическими данными ГИС (включая и данные ДК) пластов-коллекторов ванаварской свиты Собинского месторождения. Разработаны алгоритм и методика учета зоны проникновения при вскрытии скважины раствором на нефтяной основе.

3. Разработана новая физико-математическая модель электропроводности двухкомпонентной среды, на основе которой получены формулы для расчета удельного сопротивления параллельно ( рц ) и перпендикулярно (pjJ напластованию для гранулярного терригенного анизотропного коллектора с учетом слоистой и дисперсной глинистости, изометрии и степени упаковки зерен непроводящей фракции.- Полученные результаты позволяют снизить риск пропуска продуктивных интервалов.

4. На примере одной из скважин Ванкорского месторождения осуществлено решение обратной задачи на основе комплексной интерпретации данных ГИС. Показано, что достоверное описание сложнопо-строенного геологического объекта возможно только с использованием таких специальных методов исследования как ВИКИЗ, ЯМК и FMI.

Естественно, что представленные в диссертации математические модели сложнопостроенных коллекторов не в состоянии описать все разнообразие нефтегазоносных геологических объектов даже в пределах Восточной Сибири. При построении моделей нами были выдвинуты предположения, соответствующие конкретным геологическим объектам.

В отношении Собинского месторождения были сделаны следующие допущения: акустические, нейтронные, диэлектрические и радиоактивные свойства горных пород являются аддитивными характеристиками кварцевого скелета, глинистого материала и пластового флюида; диэлектрическая проницаемость свободной, связанной и рыхлос-вязанной пластовой воды одинакова; петрофизические константы остаются неизменными по разрезу скважины; вертикальная анизотропия электрических свойств отсутствует.

В отношении Ванкорского месторождения были сделаны следующие допущения: непроводящие включения располагаются в пространстве таким образом, что образуют фрактальную структуру; зерна кварца обладают сопротивлением, равным бесконечности; при увеличении минерализации пластовых вод происходит уменьшение сопротивления глинистых пород; сопротивление дисперсной глинистости равно сопротивлению слоистой глинистости; улучшение сортировки частиц происходит только в вертикальной плоскости.

В отношении Юрубчено-Тохомского месторождения были сделаны следующие допущения: блоки представлены прямоугольными параллелепипедами; пространственную ориентацию и линейные размеры непроницаемых блоков можно описать эмпирически определяемой функцией плотности распределения; трещинная проницаемость в трех ортогональных направлениях постоянна; каверновая и межзерновая проницаемость равна нулю. Высказанные предположения представляют своего рода ограничения на использование представленных моделей.

Дальнейшее развитие исследований, начатых в диссертационной работе, видится: в разработке теоретических основ использования высокочастотных электромагнитных исследований для расчета степени смачиваемости горных пород и коэффициентов остаточной воды и нефти in situ; в разработке математической модели электропроводности среды с учетом минералогического состава глинистого материала; в развитии и экспериментальном подтверждении идеи о фрактальном строении песчаников продуктивных пластов Ванкорского месторождения; в создании программного комплекса по интерпретации данных гидропрослушивания скважин ЮТМ с использованием модели проницаемости трещинного коллектора.

Автор выражает благодарность сотрудникам ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», в частности, Н.Б. Красильниковой, A.A. Конто-ровичу P.A. Шишкину, A.A. Антоненко, P.M. Сорокиной, А.Ф. Шакировой ' и А.К. Битнеру, сотрудникам Объединенного института геологии, геофизики и минералогии СО РАН им. академика A.A. Трофимука Ю.Н. Антонову, В.Н. Глинских, Г.В. Нестеровой и И.Н. Ельцову, сотруднику ООО «Нефтегазгеофизика» A.B. Малинину, сотрудникам ОАО «ВЧНГ» Гордее-ву Я.И. и Маслову С.О., сотруднику фирмы «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд» Jos Bonnie, сотрудникам фирмы Schlumberger А. По-куль и JI. Абдрахмановой, сотруднику фирмы Halliburton С.А. Seybold, разработчикам программного продукта «GoeOffice Solver» С.Н. Красиль-никову и В.М. Кабанову за полезные замечания и ценные советы. Автор глубоко признателен преподавателям Томского политехнического университета В.П. Меркулову и Г.Г. Номоконовой, оказавших большое влияние на формирование научных взглядов соискателя. Отдельно выражаю глубокую благодарность своему научному руководителю профессору В.М. Киселеву за постановку задачи, полезные обсуждения, ценные советы и всестороннюю помощь при написании диссертационной работы, а также своей жене и дочке за понимание и терпение.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата физико-математических наук, Чашков, Анатолий Васильевич, Красноярск

1. Венделынтейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М. : Недра, 1978. 371 с.

2. Александров Б.Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами. М.: Недра, 1979. 330 с.

3. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. М. : Недра, 1984. 432 с.

4. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. М.: Недра, 1982. 301 с.

5. Под ред. Гиматудиновой Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М. : Недра, 1983. 456 с.

6. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов. М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. 317 с.

7. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М. : Недра, 1999. 660 с.

8. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. М.-Ижевск : ИКИ, 2003. 376 с.

9. Мейер В.А., Ваганов П.А., Пшеничный Г.А. Методы ядерной геофизики. Л. : Изд-во ЛГУ, 1988. 375 с.

10. Под ред. Кузнецова О.Л. Методические рекомендации по интерпретации материалов широкополосного акустического каротажа. М. : ВНИИЯГГ, 1980. 91 с.

11. Тихонов А.Н., Арсенин В .Я. Методы решения некорректных задач. М. : Наука, 1974.

12. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.Ижевск : ИКИ, 2004. 606 с.

13. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М. : Нефть и газ, 2003. 816 с.

14. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М. : Недра, 1986. 333 с.

15. Крылов А.П., Глоголовский М.М., Мичинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. М.-Ижевск : ИКИ, 2004. 416 с.

16. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. М.-Ижевск : ИКИ, 2002. 296 с.

17. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. Л. : Недра, 1985. 241 с.

18. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработка трещиноватых коллекторов. М. : Недра, 1986. 631 с.

19. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.-Ижевск : РХД, 2001.736 с.

20. Каневская Р.Д. Математические моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск : ИКИ, 2002. 140с.

21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.-Ижевск : ИКИ, 2004. 628 с.

22. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М. : Недра, 1982. 208 с.

23. Kuznetsov L.L., Kontorovich A.A., Sibgatulin V.G. State of natural gas resource base on the territory of Nizhneye Priangarie (lower Angara region) // Catalysis Today.Elsevier Science Publishing Company, Inc. 1998. -V.42. № 3. - P. 177-181.

24. Вотинцев A.H., Гайдаш Я.В., Кривоносое Р.И., Хвостанцева Е.Р. Опыт применения наклономера и пластовых микросканеров в скважинах Юрубчено-Тохомской зоны // Каротажник. 2006. - Вып. 5. - С. 87-98.

25. Chashkov A.V., Kiselev V.M. Use of the Cluster Analysis and Artificial Neural Network Technology for Log Data Interpretation // Журн. СФУ. Сер. Матем. и физ. 2011. 4. Р. 453-462.

26. Элланский М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. М. : Недра, 1991. 205 с.

27. Под ред. Эпова М.И., Антонова Ю.Н. и др. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство. Новосибирск : НИЦ ОИГГМ СО РАН, Изд-во СО РАН, 2000. 122 с.

28. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств коллектора нефти и газа. М. : Недра, 1970. 360 с.

29. Archie G.E. Classification of carbonate reservoir rocks and petro-physical considerations // Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists. 1952. - V.36. - P. 278-298.

30. Archie G.E. The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics // Transactions of the AIMME. 1942. - V. 146.-P. 54-62.

31. Фоменко В.Г. Определение по данным ГИС подсчетных параметров и прогнозирование продуктивности коллекторов переходных зон (на примере месторождений Западной Сибири и Оренбужья): Автореф. дисс. .д.г.-м.н. Тверь, 1993. 49 с.

32. Чаадаев Е.В., Румянцев В.Н., Ручкин А.В. и др. О влиянии анизотропии пласта и зоны проникновения на форму кривых БКЗ. Сер. Нефтегазовая геологии и геофизика. М. : Изд-во ВИИИОЭНГ. 1977. № 9. 45 с.

33. Заморина О.В., Белоусова Н.А., Бриченко И.П. Опыт определения УЭС промывочной жидкости // ЭИ. Сер. Разведочная геофизика. М. : Изд-во ВИЭМС. 1985. - Вып. 8. - 38 с.

34. Левченко А.А., Пантюхин В.А. Опыт интерпретации кривых ИК в пачках пластов с проникновением // ЭИ. Сер. Разведочная геофизика. М. : Изд-во ВИЭМС. 1987. - Вып. 11.

35. Плюснин М.И. Индукционный каротаж. М. : Недра, 1968. 147 с.

36. Кнеллер JI.E., Сидорчук А.И. Анализ возможностей интерпретации на ЭВМ данных электрокаротажа с учетом радиальной неоднородности зоны проникновения // ЭИ. Сер. Региональная разведочная и промысловая геофизика. М. : Изд-во ВИЭМС. 1983. - Вып. 20.

37. Широков В.Н., Митюшин Е.М. и др. Скважинные геофизические информационно-измерительные системы. М. : Недра, 1996. 317 с.

38. Сидорчук А.И., Чаадаев Е.В. Оценка влияния анизотропии на кривые КС в многослойных средах // Изв. АН СССР. Геология и геофизика.-1976.-№ 11.-С. 220-258.

39. Журавлев В.П. Определение удельного сопротивления анизотропных пластов // Прикладная геофизика. 1968. - Вып. 51. - С. 43-62.

40. Антонов Ю.Н., Эпов М.И., Каюров К.Н. Синтетическое моделирование проблемных задач зондирования косослоистых пластов из горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. — 2008 — № 2. — С. 34-37.

41. Структура комплексных палеток для интерпретации данных БКЗ, БК, ИК в пластах ограниченной мощности с зоной проникновения / И.П. Бриченко, A.B. Малинин, В.А. Пантюхин, Е. В. Чаадаев М. : Недра, 1987.-420 с.

42. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах / Р.Т. Хаматдинов, В.Ф. Козяр, В.Ф. Антропов и др. -М. : Недра, 2001. -271 с.

43. Бриченко И.П., Малинип A.B., Пантюхин В.А. и др. Учет влияния систематических погрешностей измерений при интерпретации данных зондов электрического и электромагнитного каротажа // ЭИ. Сер. Разведочная геофизика. М. : Изд-во ВИЭМС. 1988.-21-48 с.

44. Молчанов A.A., Лаптев В.В., Моисеев В.Н., Челокьян P.C. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник М. : Недра, 1987. 263 с.

45. Зефиров И.П., Бондаренко М.Т., Чукин В.Т. и др.' Инструкция по интерпретации диаграмм методов электрического каротажа. М. : Изд-во ВНИИгеофизика, 1983.

46. Дахнов В.Н. Электрические и магнитные методы исследования скважин. М. : Недра, 1981.

47. Инструкция по обработке БКЗ с комплектом палеток и теоретических кривых электрического каротажа. М. : Нефтегеофизика, 1985.

48. Зефиров И.П., Чукин В.Т., Ручкин А.В и др. Методические рекомендации но боковому микрокаротажу. М. : Изд-во ВНИИгеофизика, 1975.

49. Бондаренко М.Г. и др. Методические указания по трехэлектрод-ному боковому каротажу. М. : Изд-во ВНИИгеофизика, 1983.

50. Calvert T.J. et al. Electromagnetic Propagation A New Dimension in Logging // SPE 6542. - 1977.

51. Wharton R.P. et al. Electromagnetic Propagation Logging: Advances in Technique and Interpretation// SPE 9267. 1980.

52. Dahlberg K.E., Ference M.V. A Quantitative Test of the Electromagnetic Propagation (EFT) Log for Residual Oil Determination // SPWLA Twenty-Fifth Annual Logging Symposium. June 10-13, 1984.

53. Myers M.T. Pore Combination Modeling: A Technique for Modeling the Permeability and Resistivity Properties of Complex Pore Systems // SPE 22662.-1991.

54. Kenyon W.E., Baker P.L. EPT Interpretation Using a Textual Model // SPWLA Twenty-Sixth Annual Logging Symposium. June 17-20, 1985.

55. Chang D., et al. Effective Porosity, Producible Fluid and Permeability in Carbonates from NMR Logging // paper A, SFWLA Thirty-Fifth Annual Logging Symposium Transaction. P. 21. 1994.

56. Clerke E.A., et al. The DAK Foundation Evaluation Model for the Permian Basic Clearfork // SPE 26264. 1993.

57. Kenyon W.E., Baker P.L. EPT Interpretation in Carbonates Drilled with Salt Muds // SPE 13192. 1984.

58. Myers M.T. A Model for the Dielectric Dispersion in Carbonate // Prepared for publication.

59. Chemali R., et al. Comparisons of Wireline and LWD Resistivity Highlight Resistivity Frequency Dispersion in Sedimentary Formations // paper F, SPWLA 35th Annual Logging Symposium. 1995.

60. Meyer W.H. Field Measurements of Resistivity Dispersion Using Two Frequency MWD propagation Resistivity Tools // Petrophysics. 2000. -V. 41. №6.-P. 492-502.

61. Rasmus J.S., et al. Resistivity Dispersion Fact or Fiction? // paper RR, SPWLA 44th Annual Logging Symposium. June 22-25, 2003.

62. Ефимов B.A. Петрофизические модели сложнопостроенных глинистых коллекторов для оценки их нефтенасыщенности по данным электрометрии скважин: Дисс. . к.г.-м.н. ТюменьТИИ, 1984. С. 257.

63. Добрынин В.М., Венделыитейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Геофизические исследования скважин. М. : Нефть и газ. 2004. 399 с.

64. Clark В., et al. A Dual Depth Resistivity Measurement for FEWD // Paper A, Trans. SPWLA 29th Annual Logging Symposium. June 5-8, 1988.

65. Meyer W.H. Analysis of Environmental Corrections for Propagation Resistivity Processing and Interpretation // paper M, SPWLA 41th Annual Logging Symposium. June 4-7, 2000.

66. Haugland S.M. New Discovery with Important Implications for LWD Propagation Resistivity Processing and Interpretation // paper LL, SPWLA 42th Annual Logging Symposium. June 17-20, 2001.

67. Luling M.G., et al. Dielectric Effects on Resistivity Anisotropy in Laminates or When is Rv>Rv? // paper QQQ, SPWLA 46th Annual Logging Symposium. June 10-13, 2005.

68. GrifFithfs R., et al. Better Saturation from New Array Laterolog // paper DDD, SPWLA 40th Annual Logging Symposium. June 14-17, 1999.

69. Пархоменко Э.И. Электрические свойства горных пород. М. : Недра, 1965. 164 с.

70. Под ред. Дортман Н.Б., Молчанова A.A. Петрофизика: Справочник: В 3-х кн. М. : Недра, 1992. Кн. 1 Горные породы и полезные ископаемые. 391 е.; кн. 2. Техника и методика исследований. 256 е.; кн. 3. Земная кора и мантия. 286 с.

71. Ерофеев Л.Я., Вахромеев Г.С., Зинченко B.C., Номоконова Г.Г. Физика горных пород. Томск : Изд-во Томского Политехнического Университета. 2006. 520 с.

72. Симаков И.Г., Гомбоев Р.И. Исследование диэлектрической релаксации воды в граничной фазе : Труды Международной Байкальской молодежной научной школы по фундаментальной физике. 2006. С. 232235.

73. Чашков A.B. Анализ зоны проникновения при вскрытии скважины раствором на нефтяной основе : Тезисы докладов Четвертой Сибирской международной конференции молодых ученых по наукам о Земле, Новосибирск, 2008. С. 267.

74. Doveton J.H. Geologic log analysis using computer methods // Kansas: AAPG Computer Applications in Geology. 1994. — № 2. - 169 p.

75. Итенберг C.C. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М. : Недра, 1987. 376 с.

76. Кабанов В.М., Красильников С.Н., Химченко В.Н. Технология оптимального решения задач определения ФЕС пластов-коллекторов в GeoOffice Solver // Каротажник. 2006. - № 2-4. - С. 364-376.

77. Стронгин Р.Г. Численные методы в многоэкстремальных задачах (информационно-статистические алгоритмы). — М. : Наука, 1978. 239 с.

78. Банди Б. Методы оптимизации. Вводный курс. М. : Радио и связь, 1988. 176 с.

79. Итенберг С.С., Дахгильков Т.Д. Геофизические исследования скважин. М. : Недра, J982. 352 с.

80. Чашков A.B., Киселев В:М. Особенности интерпретации данных диэлектрического каротажа!втерригенном разрезе с использованием программного продукта «GeoOffice Solver» : сб. статей) междунар. конф. MINEX-Сибирь 2008, Красноярск, 2008. С. 71-75. ,

81. Даев Д.С. Высокочастотные электромагнитные методы исследования скважин. М. : Недра, 1974. 189 с.• 86. Итенберг С.С., Шнурман Г.А. Интерпретация результатов каротажа сложных коллекторов. М. : Недра, 1984. 256 с.

82. Нестерова Г.В., Кашеваров A.A., Ельцов И.Н. Эволюция зоны проникновения по данным повторного каротажа и гидродинамического моделирования // Каротажник. 2008. - Вып. 1. - С. 52-68.

83. Нестерова1 Г.В., Кашеваров A.A., Ельцов И.Н. Моделирование проникновения сильнопроводящего бурового раствора в пласт // Каротажник: 2008. - Вып. 9: - С. 45-60.

84. Под ред. Бурлюк Р.В. Методические указания по комплексной интерпретации данных БКЗ, БК, ИК (с комплексом палеток). Калинин : НПО «Союзпромгеофизика», 1990. 75 с.

85. Аксельрод С.М. Влияние частотной дисперсии электрических свойств горных пород на результаты определения удельного сопротивления пластов // Каротажник. 2007. - Вып. 10. - С. 103-126.

86. Нейман Е.А. Приближенный расчет характеристик многоэлектродных макро- и микрозондов и многокатушечных зондов. М. : МИН-ХиГП, 1979. 83 с.

87. Виноградова М.Б., Руденко О.В., Сухоруков А.П. Теория волн. М. : Наука, 1979. 383 с.

88. Под ред. Добрынина В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. М. : Недра, 1988. 475 с.

89. Wu Р.Т., Love 11 J.R., Clark В., Bonner S.D., Tabanou J.R. Dielectric-independent 2 MHz propagation resistivities // SPE 56448. Transaction of SPE Annual Technical Conference and Exhibition. October, 1999.

90. Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. и др. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь : ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизи-ка». 2003.

91. Королев В.А. О перспективах применения метода сканирующего бокового электромагнитного зондирования для электрометрии в горизонтальных скважинах // Каротажник. 1996. - Вып. 21- С. 76-78.

92. Donaldson Е.С., Siddiqui Т.К. Relationship between the Archie Saturation Exponent and Wettability // SPEFE. 1989. - P. 359-361.

93. Takach N.E. et al. Generation of Oil-Wet Model Sandstone Surfaces // SPE 18465. 1989.

94. Cole R.H. et al. Time domain reflection methods for dielectric measurements to 10 GHz // J. Appl. Physics. 1989. - P. 793-799.

95. Wei Y.-Z., Sridhar S. Technique for measuring the frequency dependent complex dielectric constants of liquids up to 20 GHz // Rev. Sci. Instrum. 1989. - № 9. - P. 3041-3047.

96. Folgern К., Tjomsland T. Permittivity measurement of thin liquid layers using open-ended coaxial probes // Meas. Sei. Technol. — 1996. — P. 1164-1173.

97. Anderson W.G. Wettability Literature Survey-Part 1: Rock/Oil/Brine Interactions and the Effects of Core Handling on Wettability // JPT. — 1986. P. 1125-1144.

98. Bona N. et al. Characterization of Rock Wettability through Dielectric Measurements // Revue de l'Inst. Français du Pétrole. — 1998. — №6. — P. 771-790.

99. Sen P.N., Scala C., Cohen M.H. A self-similar model for sedimentary rocks with application to the dielectric constant of fused glass beads // Geophysics. 1981. -№ 5. - P. 781-803.

100. Knight R., Nur A. The dielectric constant of sandstones, 60 kHz to 4 MHz // Geophysics. 1987. - № 5. - P. 644-660.

101. Sillars R.W. The properties of a dielectric containing semiconducting particles of various shape // J. Inst. Elec. Eng. — 1937. № 80. — P. 378382.

102. Jonscher A.K. Universal Relaxation Law. London : Chelsea Dielectric Press 1996.

103. Кузнецов В.Д. Физика твердого тела. Томск : «Красное знамя», 1937. 320 с.

104. Овчинников И.К. Труды Всесоюзного научно-исследовательского института разведочной геологии. 1950. № 3. С. 33.

105. Нестерова Г.В. Математические модели электропроводности двухкомпонентных сред и формула Арчи (по материалам публикаций) // Каротажник. 2008. - Вып. 10. - С. 81-101.

106. Lichtenecker К. Der electrische Leitungswiderstand Künstlicher und naturlicher Aggregate // Phys. Zeit. 1924.- V. 25 - Ms 8, 9, 10.

107. Sundberg К. Effect of impregnating waters on electrical conductivity of soils and rocks // Trans. A.I.M.E. Geophysical Prospecting. 1932. - P. 367-391.

108. Семенов A.C. Влияние структуры на удельное сопротивление агрегатов // Геофизика. ВСЕГЕИ. 1948. - Т. 12. - С. 43-61.

109. Han M.V., Youssef S., Rosenberg E., Fleury M., Levitz P. The Effect Of The Porous Structure On Resistivity Index Curves. An Experimental And Numerical Study // SPWLA 49th Annual Logging Symposium. May 25-28.-2008.-10 p.

110. Глинских B.H., Эпов М.И. Численное моделирование диаграмм электромагнитного каротажа при описании электропроводности тонкослоистых коллекторов непрерывными функциями // Геология и геофизика. 2009. - Т. 50. № 8. - С. 941-949.

111. Глинских В.Н., Эпов М.И. Анализ чувствительностей и эквива-лентностей зондов электромагнитного каротажа на основе двумерного моделирования // Каротажник. 2006. - Вып. 9. - С. 64-83.

112. Глинских В.Н., Эпов М.И. Локально-нелинейные приближения высокочастотного электромагнитного поля для задач каротажа // Геология и геофизика. 2006.- Т. 47. № 8. С. - 938-944.

113. Конторович А.А., Кринин В.А. и др. Подсчет запасов Ванкор-ского месторождения. Гос. per. № 04-09-34. ЗАО «Ванкорнефть», ЗАО «Красноярскгеофизика». Красноярск, 2009.

114. Bussian А.Е. Electrical conductance in a porous medium // Geophysics. 1983. -V. 48. № 9. - P. 1258-1268.

115. Waxman M.H., Smits L.J.M. Electrical conductivities in oil-bearing shaly sand // Soc. Petr. Eng. J. 1963. - V. 8. - P. 107-122.

116. Bruggeman D.A.G. Berechnung vershiedener physikalisher kons-tatnte von heterogenen Sustanzen // Ann. Physik 1935. - V. 24. - P.636-664.

117. Clavier C., Coates G. The theoretical and experimental bases for the "Dual water" model for the interpretation of shaly sands : 52nd Annual Fall Technical Conference and Exhibition of the SPE of AIME, Denver, 1977.

118. Овчинников И.К. Теория электроразведки квазистационарным током и применение его к поискам слабо проводящих руд. Канд. Дисс. Фонды Физ. ин-та ЛГУ. 1932. 145 с.

119. Вейнберг А.К. Магнитная проницаемость, электропроводность, диэлектрическая проницаемость и теплопроводность среды, содержащей сферические и эллипсоидальные включения // Доклады Академии наук СССР. 1966. - Т. 169. - № 3. - С. 543-546.

120. Sen P.N., Scala С., Cohen М.Н. A self-similar model for sedimentary rocks with applications to the dielectric constant of fused glass beads // Geophysics. 1981. -V. 46. № 5. -P.781-795.

121. Schwartz L., Kimminau S. A review of pore and grain geometric models // SPWLA 28th Annual Logging Symposium. 1987. - 18 p.

122. Федер E. Фракталы. M. : Мир, 1991. 254 с.

123. Katz A.J., Thompson A.H. Fractal Sandstone Pores: Implications for Conductivity and Pore Formation // Physical Review Letters. 1985. - V. 54. № 12.-P. 1325-1328.

124. Кобранова B.H. Петрофизика. M. : Недра, 1986. 392 с.

125. Abdassah D., Permadi P., Sumantri Y. Saturation Exponents Derived from Fractal Modeling of Thin-sections // SPE 36978-MS. 1996. - 7 p.

126. Krohn C.E. Fractal measurements of sandstones, shales and carbonates // J. Geophys. Res. 1988. - V.93 (B4). - P.3297-3305.

127. Graves R.M., Bailo E.T. Porosity and Permeability Changes in Lased Rocks Calculated Using Fractal Fragmentation Theory // SPE 2004-112. -2004.-8 p.

128. Alkafeef S.F., Zaid A.M., Alajmi A.F. On the Relationship between Electrokinetics and Reservoir Rock Physical Properties // SPE 120032-MS.2009. 13 p.

129. Maxwell J.C. Treatise on electricity and magnetism. Oxford : Clarendon Press. 1873. - V. 1 - 489 p.

130. Roy S., Tarafdar S. Archie's law from a fractal model for porous rocks // Physical Review B. 1997. - V.55. - P. 8038-8041.

131. Элланский M.M. Использование современных достижений пет-рофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. М. : РГУ нефти и газа, 1999. 111 с.

132. Итенберг С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М. : Недра, 1978. 249 с.

133. Чашков А.В., Киселев В.М. Фрактальная модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора : Тезисы докладов IV Международного горно-геологического форума «МИНГЕО Сибирь 2010», Красноярск, 2010. С. 69-84.

134. Алексеев В.П. Цитологические этюды. Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2006. 150 с.

135. Квачко С.К., Чашков А.В. Условия осадконакопления терри-генных коллекторов газонефтяного месторождения (Западная Сибирь) : Труды V Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые — наукам о Земле», Москва, 2010. С. 41.

136. Coates G.R., Xiao L., Prammer M.G. Nuclear magnetic resonance. Principles and application. Houston : Halliburton Energy Service, 1999. 346 p.

137. Чашков A.B., Квачко C.K. Структурная модель порового анизотропного пространства терригенного коллектора : Труды V Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые наукам о Земле», Москва, 2010. С. 206.

138. Чашков А.В., Киселев В.М. Матричная модель электропроводности терригенного анизотропного коллектора : Материалы международной конференции «Геомодель-2010», Геленджик, 2010. 4с. Электронный ресурс. 1 электрон, опт. диск (CD-ROM).

139. Fanchi J.R. Directional Permeability // SPE 102343. 2006. - 4 p.

140. Dewi Т.Н., Chen H.-Y., Teufel L.W. The Reliability of Permeability-Anisotropy Estimation From Interference Testing of Naturally Fractured Reservoirs // SPE 59011. 2000. - 13 p.

141. Halbert W.G. The Influence of Oriented Arrays of Thin Impermeable Shale Lenses or of Highly Conductive Natural Fractures on Apparent Permeability Anisotropy // SPE 4164. 1972. - 3 p.

142. Gatens J.M., Lee W.J., Hopkins C.W., Lancaster U.E. The Effect of Permeability Anisotropy on the Evaluation and Design of Hydraulic Fracture Treatments and Well Performance // SPE 21521. 1991. - 12 p.

143. Tiab D., Igbokoyi A., Restrepo D. Fracture porosity from pressure transient data // IPNC 11164. 2007. - 14 p.

144. Tiab D., Restrepo D., Igbokoyi A. Fracture porosity of naturally fractured reservoir // SPE 104056. 2006. - 13 p.

145. Richard O., Kuppe В., Kuppe F. Reservoir Characterization for Naturally Fractured Reservoirs // SPE 63286. 2000. - 11 p.

146. Agarwal В., Hermansen H., Sylte J.E., Thomas L.K. Reservoir Characterization of Ekofisk Field: A Giant, Fractured Chalk Reservoir in the Norwegian North Sea History Match // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2000 - № 3(6). - P. 534-543.

147. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М. : Недра, 1982. 256 с.

148. Igbokoyi A., Tiab D. Well test analysis in naturally fractured reservoir using elliptical flow // IPTC 11165. 2007. - 16 p.

149. Paul P., Zoback M., Hennings P. Fluid flow in a fractured reservoir using a geomechanically constrained reservoir simulation // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2009. - P. 562-575.

150. Добрынин B.M. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М. : Недра, 1970.

151. Борисенко А.И, Тарапов И.Е. Векторный анализ и начала тензорного исчисления. Харьков: «Вища школа», 1988. 212 с.

152. Конторович А.Э., Изосимова А.Н., Конторович А.А. Геологическое строение и условия формирования гигантской Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазоносности в верхнем протерозое Сибирской платформы // Геология и геофизика. 1996. - Т.37. № 8. - С.166-195.

153. OldingN.E., Gillespie P., Bourgine В., Castaing С. et al. Variations in fracture system geometry and their implications for fluid flow in fractured hydrocarbon reservoirs // Petroleum Geoscience. 1999. - V. 5. - P. 373-384.

154. Исказиев K.O. Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа // Автореферат на соиск. уч. степ. канд. геол.-мин. наук. Томск. 2006.

155. Agosta F., М. Alessandroni, Antonellini М., Tondi Е., Giorgioni М. From fractures to flow: A field-based quantitative analysis of an outcropping carbonate reservoir. Tectonophysics, 2010. 50 p.

156. Kiselev V.M., Chashkov A.V. Permeability anisotropy of fractured reservoirs // Journal of Siberian Federal University. Mathematics & Physics. 2009. 2(4). P. 387-393.

157. Антоненко A.A., Ошмарин P.A., Чашков A.B. Определение физико-механических свойств горных пород с применением данных сква-жинных микросканеров // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. Вып. 8. Красноярск : ИПК СФУ, 2010. С.223-228.

158. Чашков A.B., Антоненко A.A. Анизотропия проницаемости в трещиноватых коллекторах : Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Молодые в геологии в нефти и газа», М. : Изд-во ВНИГНИ, 2009. С. 108-110.

159. Чашков A.B., Киселев В.М. Применение промысловых методов ГИС для оценки параметров трещиноватости горных пород // Современные технологии освоения минеральных ресурсов. Вып. 8. Красноярск : ИПК СФУ, 2010. С.250—256.

160. Киселев В.М., Чашков A.B., Кинсфатор А.Р. Количественная оценка анизотропии проницаемости трещинных коллекторов со случайным распределением трещин // Геофизика. 2010. № 4 С. 41-46.

Информация о работе

Чашков, Анатолий Васильевич
кандидата физико-математических наук
Красноярск, 2011
ВАК 25.00.10

Диссертация

Математическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств геологических сред с использованием данных геофизических исследований скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы