Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов

Дешененков, Иван Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов"

На правах рукописи УДК 550.832

005533292

ДЕШЕНЕНКОВ ИВАН СЕРГЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА ОСНОВЕ УЧЕТА ДИНАМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ (НА ПРИМЕРЕ НЕОКОМСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность 25.00Л7 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 9 СЕН 2013

Москва - 2013

005533292

Работа выполнена на кафедре геофизических информационных систем Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина»

Научный руководитель:

Кожевников Дмитрий Александрович,

доктор физико-математических наук, профессор,

профессор кафедры геофизических информационных систем федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Официальные оппопенты:

Михайлов Николай Нилович,

доктор технических наук, профессор,

профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Истомин Сергей Борисович,

кандидат технических наук,

ведущий геолог компании Шлюмберже Лоджелко Инк. (Schlumberger Logelco Inc.) Ведущая организация:

ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -Газпром ВНИИГАЗ»

Защита состоится «tf■> октября 2013 года в 15 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д.002.076.01 по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (технические науки) при Федеральном государственном бюджетном учреждении науки Институте проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) по адресу: Российская Федерация, 119333, г. Москва, ул. Губкина, д. 3. Тел.: +7 (495) 135 7371, электронная почта: mara@ogri.rii

Автореферат разослан «¿у> сентября 2013 г. Объявление о защите диссертации и автореферат размещены на официальных сайтах Института проблем нефти и газа Российской академии наук http://www.ipng.ru и Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru. С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря диссертационного совета

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

М.Н.Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы

Цифровые трехмерные геолого-технологические модели являются инструментом разведки, контроля и управления разработкой месторождений нефти и газа. На их основе осуществляются оценка геологических и извлекаемых запасов и полноты их выработки, проектирование мест расположения скважин, прогноз технологических показателей, энергетического состояния залежи, обосновывается оптимальная стратегия освоения ресурсов углеводородов.

Потенциальная продуктивность скважин достигается, когда в процессе заканчивания скважины и во время ее эксплуатации не происходит ухудшения фильтрационных свойств. Однако поражение пласта происходит на всех этапах его вскрытия и освоения, что обуславливает необходимость учета причин и характера изменения свойств коллекторов при проектировании разработки залежи с целью увеличения продуктивности скважин.

Проектирование разработки месторождений нефти и газа опирается на результаты моделирования залежей. Традиционно для их построения применяются статические свойства коллекторов (общая пористость и абсолютная проницаемость), которые не характеризуют фильтрационные процессы в пласте.

Для повышения точности проектирования системы выработки запасов углеводородов требуется определение характеристик, отражающих особенности фильтрации флюидов в процессе разработки месторождений, поэтому актуальна разработка методик, моделей и алгоритмов расчета фильтрационно-емкостных свойств (эффективной пористости, эффективных и относительных фазовых проницаемостей), капиллярных давлений, удельной продуктивности скважин во времени.

Цель работы

Повышение информативности данных для построения и обновления моделей залежей нефти и газа с использованием эффективной пористости как средства изучения динамики свойств пласта-коллектора в процессе разработки.

Основные задачи работы

1. Определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов (общая и эффективная пористость, абсолютная и эффективные проницаемости) неокомских отложений Западной Сибири по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

2. Разработка моделей капиллярных давлений и функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по нефти и воде для расчета нефтенасыщенности в переходной зоне нефтяных залежей и алгоритмов определения ОФП по данным ГИС и петрофизических исследований керна с использованием эффективной пористости.

3. Изучение динамики ФЕС коллекторов неокомских отложений Западной Сибири в процессе эксплуатации залежей вследствие влияния техногенных изменений пласта по данным промысловой геофизики и петрофизических исследований керна.

4. Оценка влияния динамики эффективной пористости и ОФП на изменение продуктивности скважин при длительной эксплуатации нефтяных залежей.

5. Определение точностных характеристик разработанных алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных и оценки динамических параметров моделей залежей на основе имитационного моделирования методом Монте-Карло.

6. Построение модели одного из нефтяных месторождений Западной Сибири с прогнозом динамических свойств коллекторов для проектирования мест расположения скважин.

Изучаемый объект, методы исследований

Объектами исследований являются гранулярные полиминеральные нефтенасыщенные коллекторы неокомских отложений Западной Сибири.

Методы исследований:

1. петрофизические исследования образцов горных пород;

2. петрофизическое моделирование на коллекциях образцов керна;

3. количественная обработка и интерпретация данных ГИС;

4. цифровое геолого-технологическое моделирование нефтяной залежи;

5. анализ изменений ФЕС коллекторов при разработке нефтяной залежи;

6. имитационное моделирование (метод Монте-Карло) с целью изучения точностных характеристик алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных.

Для математической обработки данных использованы профессиональные пакеты программ Excel, Statistica, MatLab; интерпретация данных ГИС проведена в программных комплексах PowerBench (CGG), TechLog (Schlumberger), Jazzer. Построение цифровой геологической модели реализовано в программной среде Petrel (Schlumberger).

Научная новизна

1. По результатам повторных замеров методами ГИС и петрофизических исследований керна вьивлена динамика общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде в процессе разработки неокомских залежей нефти Западной Сибири.

2. Разработана методика прогноза удельных продуктивностей по нефти и воде и их динамики при эксплуатации нефтяной залежи по величинам эффективной пористости и ОФП коллекторов, определяемых по данным ГИС и петрофизических исследований керна.

3. Впервые при помощи имитационного моделирования методом Монте-Карло проведена оценка точностных характеристик алгоритмов определения динамических свойств коллекторов.

Основные защищаемые научные положения и результаты

1. Использование эффективной пористости позволяет прогнозировать динамику эффективных проницаемостей и функций ОФП по нефти и воде, а также удельной продуктивности при разработке месторождения в каждой ячейке геолого-технологической модели.

2. Совместное использование методик оценки удельных продуктивностей и ОФП при учете динамических свойств коллекторов обеспечивает прогноз дебитов и начальной обводненности продукции, который подтвержден результатами

испытаний скважин.

3. Определение динамических свойств пластов-коллекторов сопровождается количественной оценкой погрешностей алгоритмов интерпретации геолого-геофизической информации.

4. Геолого-технологическое моделирование залежи с учетом динамических свойств коллекторов позволяет повысить эффективность выработки запасов нефти и газа.

Личный вклад автора

Исследована динамика ФЕС коллекторов в процессе разработки одной из неокомских нефтяных залежей Западной Сибири. При непосредственном участии автора разработаны модели капиллярных давлений и функций ОФП по нефти и воде, алгоритмы расчета распределения нефти в переходной зоне и ОФП по данным геолого-геофизических исследований на каждом кванте глубины. Автором предложена методика оценки удельных продуктивностей гранулярных коллекторов в каждой ячейке модели залежи на основе эффективной пористости и промыслово-геофизических данных.

Выполнено петрофизическое моделирование гранулярных коллекторов с полиминеральным составом скелета и глинистого цемента, реализованы алгоритмы определения эффективной пористости по данным стандартного комплекса ГИС и эффективной нефтенасыщенности по результатам адаптивной интерпретации данных метода сопротивлений.

Построена модель одного из месторождений Западной Сибири с использованием методик и алгоритмов определения динамических параметров залежи по геолого-геофизическим данным.

Разработана методика определения погрешностей алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных посредством имитационного моделирования методом Монте-Карло.

Практическая значимость

На примере неокомских отложений Западной Сибири установлена необходимость учета динамики ФЕС коллекторов для повышения эффективности разработки месторождений и заложения новых скважин с целью выработки остаточных запасов углеводородов.

Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности, эффективных проницаемостей и ОФП по нефти и воде на каждом кванте глубины по данным ГИС позволило существенно повысить информативность геолого-технологических моделей месторождений.

Разработанные алгоритмы обеспечивают оперативный прогноз начальных дебитов и обводненности продукции для проектирования мест расположения скважин на этапе построения геологической модели до проведения гидродинамических расчетов.

Методики моделирования ОФП, определения состава притока, моделирования насыщения в переходной зоне использованы при построении модели одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Капиллярометрическая модель, методики прогноза продуктивности и ОФП использованы в работах ОАО «ТНК-ВР Менеджмент» и ООО «РусПетро».

Апробация результатов

Результаты диссертации доложены автором на 83-ей сессии Научно-методического совета по геолого-геофизическим технологиям (НМС ГГТ) поисков и разведки полезных ископаемых Министерства Природных Ресурсов и Экологии Российской Федерации, где решено «одобрить результаты научно-исследовательской работы. Признать это направление как актуальное и приоритетное, обладающее научной новизной и высокой практической значимостью. Рекомендовать Федеральному агентству по недропользованию внедрение методики прогноза дебитов и обводненности продукции при проведении геологоразведочных работ на нефть и газ» (Заключение НМС ГГТ Минприроды РФ, 5 марта 2013 г.).

Результаты диссертации включены в монографию «Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин» (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко, 2012), используются в научно-исследовательской и выпускных работах студентов и магистрантов кафедры ГИС РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина.

Работа награждена грантом памяти Густава Арчи Американской Ассоциации Нефтяных Геологов (AAPG, 2012, 2013 гг.).

Основные конференции: 73-, 74ш и 75- EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, 2011, Вена, Австрия, 2012, Копенгаген, Дания, 2013, Лондон, Великобритания; GEO 2012 10ш Middle East Geoscience Conference and Exhibition (AAPG, EAGE and SEG), Манама, Бахрейн; Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 2012; Международная геолого-геофизическая конференция EAGE «Санкт-Петербург-2012»; Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, Москва, 2011; XIX Губкинские чтения, Москва, 2011; Юбилейная международная конференция «Промысловая геофизика в 21-м веке», Москва, 2011; Юбилейная международная конференция «Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы», Москва, 2010; Всероссийская научно-практическая конференция «Ядерная Геофизика - 2011», Тверь, 2011; I Российский Нефтяной Конгресс, Москва, 2011; X Международная конференция «Геоинформатика», Киев, 2011; XI и XII международные научно-практические конференции «Геомодель», Геленджик, 2009 и 2010 и др.

Публикации

Результаты диссертации включены в 2 монографии. По теме диссертации опубликовано 25 основных работ, из них 7 статей в журналах списка ВАК, остальные в трудах отечественных и зарубежных изданий и конференций (в том числе 9 англоязычных; 10 - с международным индексом цитирования).

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Диссертационная работа изложена на 156 страницах машинописного текста, содержит 81 рисунок, 5

таблиц, библиографию из 151 наименования и 14 приложений.

***

Автор выражает глубокую признательность научному руководителю профессору Дмитрию Александровичу Кожевникову и консультанту доценту Казимиру Викторовичу Коваленко.

Значительное влияние на направление исследований оказали совместная работа и творческие контакты с В.М.Добрыниным, А.В.Лобусевым, А.В.Городновым, Н.Е.Лазуткиной, В.Н.Черноглазовым (РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина), С.Н.Закировым, И.М.Индрупским, Э.С.Закировым (ИПНГ РАН), Н.Н.Богданович (Шлюмберже Лтд), О.В.Горбатюком (ЕАГО), Д.С.Уолкотгом (ООО «РусПетро»),

Автор приносит глубокую благодарность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна, основные защищаемые научные положения и результаты, личный вклад автора, апробация результатов и практическая значимость диссертации.

В первой главе диссертации рассмотрены алгоритмы определения свойств коллекторов для моделирования месторождений углеводородов. Показана необходимость изучения динамики ФЕС пластов-коллекторов в процессе разработки месторождения, приведены методики моделирования капиллярных давлений и фазовых проницаемостей, петрофизическая модель эффективной пористости.

Для эффективного применения современных технологий углеводородоизвлечения необходима детальная информация о природных физических свойствах нефтегазового пласта и их техногенных изменениях при воздействиях на залежи. Геолого-промысловый анализ разработки показал, что состояние околоскважинных зон и эксплуатация пласта могут оказывать существенное влияние на продуктивность скважин и нефтеотдачу, разработку залежей и интенсификацию углеводородоизвлечения (М.Л.Сургучев, Н.Н.Михайлов и др.).

Изучение динамики свойств пластов-коллекторов проводилось на протяжении нескольких десятилетий. Эти работы велись в нашей стране многими специалистами отраслевых, академических и вузовских коллективов под руководством В.И.Азаматова, В.А.Амиана, О.К.Ангелопуло, М.О.Ашрафьяна, К.Б.Аширова, Г.И.Баренблатга, Б.Ю.Вендельштейна, Л.Б.Бермана,

A.Т.Горбунова, В.М.Добрынина, Ю.П.Желтова, В.С.Жукова, Г.А.Зотова, М.М.Ивановой, Ю.П.Коротаева, Н.М.Касьянова, Ф.И.Котяхова,

B.Н.Николаевского, М.Р.Мавлютова, У.Д.Мамаджанова, Л.М.Марморштейна, А.Х.Мирзаджанзаде, Н.Н.Михайлова, И.Т.Мищенко, Б.М.Орлинского, Ю.М.Проселкова, Н.Р.Рабиновича, А.Е.Рыжова, Э.М.Симкина, В.М.Соловьева, М.Л.Сургучева, С.А.Христиановича, И.Г.Ярмахова, Р.С.Яремийчука и др., за рубежом - А.Абрамса, Х.Аутменза, Т.Грея, Х.Дарли, Д.Клотца, Р.Крюгера, Ф.Роджерса, К.Сайерса, У.Фертля, С.Фергюссона, Л.Фогеля, Ф.Энгельгардта и др.

В.Н.Дахнов (1963) указывал, что в информации о физических свойствах пластов существенную роль играет фактор времени. Скважинная информация может быть использована для определения изменений физических свойств пласта

и околоскважинных зон во времени при обосновании технологий углеводородоизвлечения. Для этого требуется «динамическая петрофизика» (В.Н.Дахнов, В.С.Жуков, К.В.Коваленко, Д.А.Кожевников, Н.Н.Михайлов и др.), позволяющая изучать изменения физических свойств и давать необходимый инженерный прогноз.

Для решения указанных задач необходимо определение свойств коллекторов, тесно связанных с фильтрацией — эффективной пористости, фазовых проницаемостей по нефти и воде, капиллярных давлений, удельных продуктивностей, а также динамики перечисленных характеристик в процессе разработки месторождений.

Очевидный интерес представляет определение эффективной пористости (Кпэф) по данным ГИС. Напрямую эта задача решается с помощью ядерно-магнитного томографического каротажа (ЯМТК). Оценка Кпэф также проводится по корреляционным сопоставлениям «керн-ГИС». Другим способом расчета КПЭф является решение системы петрофизических уравнений методами математической статистики. Открытым вопросом остается устойчивость решения такой системы, в особенности, в условиях ограниченного комплекса ГИС и дефицита априорной информации.

Основным для настоящей работы способом определения КПЭф является адаптивная интерпретация данных стандартного комплекса ГИС. Преимуществом адаптивной интерпретации является возможность расчета КПЭф по ограниченному объему скважинных данных (методы стандартного комплекса ГИС). Петрофизическим обеспечением адаптивной интерпретации является модель эффективной пористости (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко, 2000).

Как показано рядом исследователей (Р.Н.Абдуллин, М.Б.Говорков, С.Н.Закиров, К.В.Коваленко, Д.А.Кожевников, А.Р.Рахматуллина и др.), фильтрационные и емкостные характеристики могут быть связаны со свойствами коллекторов, определяемыми при испытаниях скважин и разработке залежей.

Моделированию капиллярных характеристик горных пород и распределения нефтенасыщенности в переходной зоне посвящено большое количество работ. Д.Амикс, Д.Басс, Дж.Томир, М.К.Леверетг, Р.Х.Брукс, А.Т.Кори и др. доказали, что профиль водонасыщенности переходной зоны может быть успешно смоделирован на основе результатов капиллярных исследований керна.

Среди отечественных ученых известны работы В.И.Азаматова, Ю.А.Белова, В.М.Васильева, Б.Ю.Венделыытейна, Ю.П.Гатгенберга, А.Ф.Гильманшина, Н.С.Гудок, В.Н.Дахнова, С.Г.Комарова, В.П.Лиходедова, В.С.Мелик-Пашаева, Н.Н.Михайлова, Б.М.Орлинского, М.Ш.Перникова, В.И.Петерсилье, Н.Н.Сохранова, А.А.Ханина, И.А.Якупова и др.

Исследованию фильтрации нефти и воды посвящено значительное число работ (А.В.Берлин, В.Е.Гальцев, Н.М.Дмитриев, С.Н.Закиров, А.И.Ипатов, М.И.Кременецкий, М.М.Кусаков, Б.Б.Лапук, М.Леверетг, Л.С.Лейбензон, В.М.Максимов, М.Маскет, Д.М.Ториков, Ф.А.Требин, И.А.Чарной, В.Н.Черноглазов, В.Н.Щелкачёв, Д.А.Эфрос). При разработке месторождения методом заводнения в продукции скважины, в лучшем случае, сначала получают чистую нефть, затем начинает появляться вода, количество которой со временем, как правило, увеличивается за счет закачиваемой воды, подпитывающей

водонефтяную зону: в нефтяном пласте начинает преобладать двухфазное течение жидкостей. Вытеснение нефти водой контролируется величинами их ОФП, а также отношением вязкостей.

Для освоения скважин необходимо знать не только вероятную обводненность продукции, но и ее дебит. Классическим способом решения этой задачи является применение формулы Дюпюи - решения уравнения Дарси для стационарного радиального притока жидкости к скважине. При оценке эксплуатационных показателей удобнее оперировать коэффициентом продуктивности, не зависящим от величины депрессии. В результате может быть получено сопоставление фактической и прогнозной продуктивности, позволяющее сделать вывод об адекватности определения свойств коллекторов, а также степени влияния техногенных изменений пласта на продуктивность.

В настоящей работе проведено изучение взаимосвязей Кпэф с капиллярными давлениями, ОФП по нефти и воде и удельной продуктивностью гранулярных коллекторов. Эффективная пористость определена по данным ГИС в скважинах непосредственно после вскрытия, а затем, путем анализа повторных замеров ГИС, после длительной эксплуатации залежи. Результаты расчета преобразованы в динамику фильтрационных свойств коллекторов в процессе разработки.

Вторая глава диссертации посвящена определению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефтяного месторождения по данным промысловой геофизики. Разработаны модели капиллярных давлений и фазовых проницаемостей, позволяющие проводить моделирование переходной зоны залежей, эффективных и фазовых проницаемостей по данным ГИС и петрофизических исследований керна, методика оценки удельных продуктивностей и состава притока по геолого-геофизическим данным. Приведены примеры реализации методик для одной из неокомских залежей Западной Сибири, которая характеризуется:

•достаточной степенью изученности (разведочное бурение, данные ГИС (после вскрытия и повторные замеры) и петрофизических исследований керна, испытаний скважин);

• включением в комплекс петрофизических исследований, наряду со стандартными, экспериментов по определению капиллярных давлений, фазовых проницаемостей по нефти и воде и других специальных исследований керна;

•наличием в комплексе ГИС как стандартных (кавернометрия, метод СП, гамма-каротаж (ГК), нейтронный каротаж (2ННК), электрометрия, акустический (АК) и гамма-гамма плотностной (ГГК-П) методы), так и современных (ядерно-магнитный томографический каротаж (ЯМТК), литоплотностной гамма-гамма метод (ГГК-С), гамма-спектрометрия (ГК-С)) методов.

Изучаемое месторождение охватывает значительную территорию, изученную редкой, но равномерной сеткой скважин (75 скважин в пределах контура залежи) с хорошим выносом керна (40 скважин). Межскважинное пространство детально изучено сейсмическими данными (570.5 км2). В 10 скважинах проведено вертикальное сейсмическое профилирование.

Коллекторами на месторождении являются кварцевые и кварц-полевошпатовые песчаники сложного минерального состава с преимущественно каолинитовым цементом, в котором отмечается присутствие гидрослюды и

хлорита. Коллекторы приурочены к верхней части сортымской свиты неокомского возраста. Общие закономерности строения продуктивных отложений обуславливаются формированием песчано-алевритовых пластов неокома в регрессивный этап развития раннемелового седиментационного палеобассейна.

Залежь изучаемого пласта нефтяная, пластовая, сводовая, литологически ограниченная. Тип коллектора: терригенный, поровый, размеры залежи 36,5 х 15 км, средняя высота - 44,7 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изучаемого пласта - 19,1 м, средняя нефтенасыщенность - 0.652 (0.63-0.74) д.ед. Средняя пористость пласта изменяется от 12 % до 17 %. Средняя эффективная проницаемость по нефти - 58.6 мД. В пластовых условиях согласно диаграмме фазового состояния и результатам отбора глубинных проб пластовый флюид является легкой нефтью, близкой к околокритическому состоянию, с плотностью 0.718 г/см3 и вязкостью 0.55 мПа'с. Продуктивность пласта подтверждена испытаниями: получены промышленные фонтаны нефти и нефти с водой. Выработка запасов на месторождении осуществляется поддержанием пластового давления закачкой технологических жидкостей (пресная вода).

Выделение стратиграфических объектов выполнено путем анализа кернового материала по 40 скважинам и межскважинной корреляции данных ГИС по всем скважинам месторождения с привлечением сейсмической информации, что позволило создать надежную основу построения геологической модели.

При участии автора проведена структурная интерпретация данных сейсморазведки (рис. 5, В, рисунки располагаются в цветной вкладке). Для лучшего качества привязки скважин к волновому полю выполнено моделирование диаграмм акустического и плотностного методов ГИС в местах их брака или отсутствия по данным нейтронного каротажа и электрометрии скважин, а также на основе теории эффективных сред.

Интерпретация данных ГИС проведена во всех скважинах на месторождении: из них 50 скважин с равномерной сеткой использованы для распространения петрофизических свойств геологической модели, 25 скважин -для контроля результатов моделирования.

Для интерпретации данных ГИС построены петрофизические зависимости по керновым данным (физические свойства пород определены в 40 скв.). Принятые величины граничных значений общей и эффективной пористости, абсолютной проницаемости неокомских пластов-коллекторов: Кп=10.9%; Кп,ф=2.3%; Кпр=0.1 мД. Основным методом расчета общей пористости был гамма-гамма плотностной. В случае отсутствия этого метода привлекался комплекс акустического метода и метода СП (методика В.Г.Фоменко).

Определение Ктф выполнено по результатам адаптивной интерпретации данных стандартного комплекса ГИС. Проведено петрофизическое обоснование адаптивной интерпретации: построение моделей остаточной водонасыщенности и эффективной пористости гранулярного коллектора, а также верификация этих моделей по данным гранулометрии и рентгеноструктурного анализа (РСА). Критерием проверки моделей являлась справедливость того, что сумма общей пористости коллектора и его объемной рассеянной глинистости является постоянной величиной пористости скелета, а между содержаниями песчаной и алевритовой фракций имеется тесная обратная корреляция, которая объясняется

замещением одной фракции другой. По результатам анализа сопоставлений остаточной водонасыщенности Кво и общей пористости (рис. 1, Г), пористость матрицы пласта (М) равна 23%, водоудерживающая способность матрицы (цо) — 2.5%, диапазон изменения полной водоудерживающей способности коллектора (Ртш и цтах) — 5-17%, минимальная неснижаемая остаточная водонасыщенность (а) - 10.9%, максимальная эффективная пористость (КПЭфмакс)- 20,5%.

Алгоритм расчета КШф включал настройку данных комплекса ГИС на характеристические параметры коллекторов, определенные по керну (рис. 1, Г). Остаточная водонасыщенность, рассчитанная по величине Кпэф, полностью укладывается в первоначальную петрофизическую модель К„„(КП) и описывается теми же огибающими, соответствующими цтш и цтах. Достоверность результатов интерпретации (рис. 1, А) подтверждается соответствием расчетного Кпэф данным кернового анализа по 40 скважинам и ЯМТК по 12 скважинам (рис. 1, Б-В).

Эффективная пористость неокомских пластов интенсивно коррелирует с абсолютной проницаемостью, что повышает достоверность расчета абсолютной проницаемости по геолого-геофизическим данным.

На основе эффективной пористости по данным промысловой геофизики рассчитаны фазовые проницаемости и эксплуатационные характеристики пластов-коллекторов, проведено моделирование коэффициента

нефтенасыщенности в переходной зоне.

Современному представлению о распределении нефти и воды в залежах посвящено много исследований отечественных и зарубежных специалистов. Большинство исследователей сходятся во мнении, что вертикальная модель залежи включает в себя последовательность следующих зон: предельной насыщенности, недонасыщенной, двухфазного потока и водонасыщенной.

Определение нефтенасыщенности проведено тремя способами: по уравнению Дахнова-Арчи, адаптивной методике интерпретации данных электрометрии (Д.А.Кожевников, К.В.Коваленко, 2008) и разработанной капиллярометрической модели переходной зоны (МПЗ).

Из сопоставления величин УЭС с коэффициентом пористости по опробованным интервалам с однофазным притоком флюида установлены критические значения УЭС, выше которых при испытании получают безводные притоки нефти во всем диапазоне изменения ФЕС. Для изучаемого пласта граничное значение УЭС составляет 32-44 Ом'м.

В качестве истинного сопротивления пласта принято УЭС по данным ИК, скорректированное за скважинные условия и влияние промежуточной зоны при помощи программного комплекса "Тес111^".

Для определения нефтенасыщенности по уравнению Дахнова-Арчи использованы зависимости РП(К„), Р„(КВ). Исходя из анализа результатов физико-химических исследований проб, сопротивление пластовой воды на глубине залегания пласта составило 0.11 Ом-м.

Суть адаптивной методики определения нефтенасыщенности заключается в настройке интерпретационного алгоритма на характеристические значения УЭС: р,, - УЭС при К„ = ц (140 Ом-м для ¡лтт и 9 Ом-м для цтах)\ рт м - УЭС водонасыщенного коллектора при К„ = М (5 Ом-м); рт м — УЭС предельно нефтенасыщенного коллектора при К„ = М (1040 Ом-м). Характеристические

значения УЭС определены путем анализа сопоставлений УЭС и Кпэф по данным ГИС и результатам петрофизических исследований керна.

Уравнение Дахнова-Арчи и адаптивная методика позволяют получить аналогичные результаты расчета нефтенасьпценности (рис. 2, А).

Вместе с тем, применение каротажа сопротивлений не позволяет добиться точного определения Кн в интервалах маломощных и гетерогенных продуктивных пластов. В связи с этим электрометрическая модель насыщенности дополняется капиллярометрической (зависимость капиллярного давления от водонасыщенности), позволяющей определить насыщение коллекторов выше уровня зеркала чистой воды (ЗЧВ).

Наиболее распространенные капиллярометрические модели - .Г-функция, модели Брукса-Кори, Лямбда, Тиксье, Тимура, Тульбовича и Хасслера-Бруннера. Широкое применение на практике также находят эмпирические подходы моделирования переходной зоны (Д.О.Дияров, В.А.Иванов, В.И.Петерсилье, В.И.Пороскун, В.Г.Храмова, Г.Г.Яценко и др.).

По аналогии с уравнением изотермы адсорбции предложена феноменологическая модель зависимости текущей эффективной нефтенасьпценности Кнэф (К„эф = 1 - (К„-Кт)/(1 -Кв0)) от капиллярного давления Рс, которая управляется одним параметром к:

Р=-

О)

Киэф' ~К

где Ртах - капиллярное давление, при котором нефтенасыщенность становится меньше предельной (К., пре,х = 1-Кво).

Для изучаемых неокомских пластов проведен анализ капиллярометрических исследований (более 50 образцов). В ряде случаев наилучшее описание керновых данных удается получить при помощи модели (1) (рис. 2, Б). Параметр к этой модели обнаруживает тесную корреляцию с эффективной пористостью (рис. 2, В).

Практический интерес представляет применение капиллярометрических моделей для расчета нефтенасьпценности по данным ГИС. На основе модели (1) разработан алгоритм определения насыщения выше абсолютной отметки ЗЧВ (Не). В качестве ЗЧВ принимается поверхность, выше которой капиллярное давление больше нуля. Для установления ЗЧВ привлекались данные ГДК, электрометрии, амплитудных диаграмм АК и испытаний скважин.

Исходя из анализа данных ГДК по вертикальным скважинам, абсолютная отметка ЗЧВ принята на глубине 2967,1 м, а точность ее определения - 1-2 метра. Источники погрешностей - погрешности определения давлений по ГДК и траектории скважин по данным инклинометрии и измерений глубины.

С учетом (1) выражение для расчета текущей эффективной нефтенасьпценности КНЭф на глубине Н имеет вид:

кнэф = [(я,-Нн пред\\-к)1{Нв-Н)+к\Х, (2)

где Н„ „рея - вертикальная глубина зоны предельной нефтенасьпценности.

Для реализации алгоритма (2) построены связи высоты зоны предельной нефтенасьпценности над ЗЧВ с эффективной пористостью (рис. 2, Г).

Кп Эф (ЯМТК) - К„ эф (ГИС)

Эффективная пористость (керн), %

Общая пористость. %

Гамма-метод, дАР1

Рис. 1. Расчет эффективной пористости по данным стандартного комплекса ГИС: . Планшет с результатами интерпретации; Б-В. Проверка результатов интерпретации; Г. Настройка алгоритма интерпретации

Рис. 2. Расчет нефтенасыщенности по модели капиллярного давления и данным электрометрии скважин:

А. Профиль по 6 скважинам с результатами расчета К„; Б. Описание керновых данных при помощи капиллярометрических моделей; Зависимости параметра кривизны модели (1) (В) и высоты поднятия зоны предельной нефтенасыщенности над ЗЧВ (Г) от эффективной пористости

Описание керновых данных

_ К,-16.5%, К„,-101 мД, К„-21.1% _

О О2 0.4 0,6 0,8 0 0,2 0.4 0.6 0,8 Эффективная. Эффективная водонасыщенность.д.ед. водонасыщенность.д.ед. 1 r- Кл= 11.5%, Квр=21.6 иД, Км=28.5% -

1 10 100 Абсолютная проницаемость. мД

0.3776КТО „„«»» R = 0.99

О 0,15 0,3 0,45 0.6 0 0,15 0,3 0,45 0,6 Эффективная Эффективная водонасыщенность, д.ед. водонасыщенность, дед. 1Г- К«= 13%, Кяр=0.84 мД, Квв=75.6% —|-

0 0,2 0,4 0.6 0,8 " 020А 57б 0.8 Эффективная Эффективная

водонасыщенность, д.ед. водонасыщенность, д.ед.

• Вода (лаб.) • Нефть (паб.)--АПП(аода)

АПП (нефть)-ЭПП (вода) ЭПП (нефть)

1 10 100 Эффективная проницаемость. мД (по нефти)

R = 0.94

0 02 04 06

ки. отн.ед. (измерен.)

П = f(Kn эф)

4 8 12 16

Эффективная пористость, %

Оценка к„, кв по множественным регрессиям

0.2 04 0.6 0.6 I к„ отн.ед (измерен >

Рис. 3. Петрофизаческое обоснование прогноза фазовых проницаем остей, дебатов и обводненности продукции по геолого-геофизическим данным: А-Б. Связи абсолютной и эффективных проницаемостей;

В. Описание керновых данных при помощи моделей ОФП; Г. Расчет параметров кривизны моделей (3) и (4) по множественным регрессиям; Д. Связь удельной продуктивности неокомских отложений и эффективной пористости

i 8 0

к 18 л 3 ю О

В.

• Эффективная • Остаточная водонасыщенмость

Кп = ^стэф)

Yale и др. Кривая уплотнения слабосцементированного песчаника. Мексиканский залив

Высокая пористость

г- ■ «

• •

♦ Низкая пористость

• t ■ ♦ •

• • • • • 1 t •

200 220 240 260

Эффективное напряжение, атм.

• Образец 1 • Образец 2 • Образец 3

• Образец 4 • Образец 5 ♦ Лзыенеми« Кп

1 J о S

Рис. 4. Результаты изучения динамики свойств нефтяной залежи при разработке: А-Г. Данные ГИС и керна; Д-Е. Данные геолого-технологического моделирования

йКп = 0.131Т +0.595 R = 0.89

ДКп эф = -0.009ST? + 0.1154Т ■ 0.729 R = 0.95

ДК„,ДКп,ф, ДК.„ = f (Т)

О 5 10 15 20

Срок эксплуатации, годы

«^/(атмсут)

Срок эксплуатации, годы • Пуд • Пуд н • К0св

Кпэф = ^О)

♦

♦♦ А» ♦ • — г -----

♦ ""•.....

-г ■ Л.. ......V ..... ♦ ------------

■ • ..... • ♦

••• • • • •

•

» # ------

— . — внешним контур и —— . « внутренний контур нефтеносности

Продуктивность после разработки

Количество фильтрованных объемов, ед.

• Образец 1 « Образец 2 - Образец 3

• Обрамдд < • Образец 5 • Изменение *л»ф

• - внешний контур и ' . внутренний контур нефтеносности

Начальная продуктивность

Удельная продуктивность по нефти

ФАКТИЧЕСКИЕ И ПРОГНОЗНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ПРОДУКТИВНОСТИ

Эффективная пористость

Структурная карта по пласту

, ^ А.О.м

м2/(атмсут)

НЕФТЬ

Продуктивность (прогноз)

внешний контур и шш

внутренний контур нефтеносности

• пробуренные скважины

• скважины проектного фонда ОПР | повышенная продуктивность

Интервалы повышенной продуктивности

Продуктивность (прогноз) о скважины из модели • контрольные скважины

Рис. 5. Результаты геомоделирования (А-В) и оценки достоверности определения продуктивности скважин и обводненности продукции по геолого-геофизическим данным (Г-Ж)

Результаты расчета К„ тремя способами практически совпадают. Для расчета К„ в межскважинном пространстве применялась капиллярометрическая модель.

Одними из основных параметров для изучения процессов многофазной фильтрации пластовых флюидов в емкостном пространстве коллекторов являются ОФП. Прогноз ОФП позволяет наиболее полно охарактеризовать интервал исследования как объект разработки, а также является основой для задания пространственных изменений ОФП в объеме залежи.

В работе ОФП нормированы на величину эффективной проницаемости по нефти (фазовой проницаемости при остаточном флюидонасыщении). По результатам керновых экспериментов установлено, что абсолютная и эффективные проницаемости интенсивно коррелируют между собой (рис. 3, А-Б).

На основании модели зависимости текущей водонасыщенности от капиллярного давления (1) предложены следующие модели описания экспериментальных данных по измерению ОФП:

где К„„ эф — доля остаточной нефти в объеме Кп,ф (остаточная эффективная нефтенасыщенность); кш кв — управляющие параметры моделей для нефти и воды.

Результаты анализа керновых данных (25 образцов) для стандартных (АПП) и разработанных (ЭПП) моделей по нефти и воде показаны на рис. 3, В.

Прогноз фазовых проницаемостей по данным промысловой геофизики и петрофизических исследований керна предполагает наличие связей параметров кривизны ОФП для нефти и воды с эффективной и динамической пористостями. Наиболее тесные связи получены при использовании множественных регрессий управляющих параметров моделей (3) и (4) с эффективной и динамической пористостями одновременно (рис. 3, Г) (регрессии имеют вид: к = С, I С¡Кщф-С}[{„,„„,).

По величине абсолютной проницаемости рассчитывается эффективная проницаемость по нефти, по которой проводится прогноз эффективной проницаемости по воде, необходимой для расчета ОФП по (3) и (4).

Выработка запасов изучаемого пласта, содержащего значительный объем подвижной воды, сопряжена с существенными сложностями. В таких случаях необходима разработка методик и алгоритмов, направленных на прогноз обводненности и дебита скважин, вводимых в эксплуатацию, по геолого-геофизическим данным, а также на площадной прогноз дебитов нефти для проектирования мест расположения скважин.

В работе предложен способ оценки удельной продуктивности на основе эффективной пористости путем построения статистических корреляций между величиной КПЭф и удельными продуктивностями г|ул раздельно для каждого изучаемого объекта. Предположение о наличии таких связей основано на тесноте корреляционных зависимостей между эффективной пористостью и

К,

протн'

_ Кярзф. квг(Кнэф-\) + (КИэф-\)1КИэ<1,-2кв 1п(КИэф) "" К„руфн -*) + {КтЭ11>-\)1Ктэф-2ка 1п(Ктэф)_

„„ -КИэф) +1 -1/(1-Кнх„ + ЛГИ„)-2ув 1П(1 -Кнэф + Кт„)

, (4)

(3)

проницаемостью. Корреляция г|уд(К„эф), полученная впервые для рассматриваемой залежи, показана на рис. 3, Д.

Соотношение между начальной удельной продуктивностью по данным гидродинамического каротажа и средневзвешенной по эффективной мощности величиной эффективной пористости имеет вид:

г}у>=аКИ*1,, (5)

где а и Р - эмпирические константы, индивидуальные для каждого объекта (для изучаемого пласта а=0.0071, (1=3.2, Я = 0.93).

Для определения состава притока привлекалась информация о фазовых проницаемостях по нефти и воде, которые пересчитывались в долю воды в притоке по функции Бакли-Леверетта.

Возможность прогноза г|уд предполагает близкие условия бурения и вскрытия пласта в разных скважинах. Полученные величины продуктивностей могут быть использованы для оперативного прогноза начальных дебитов скважин.

Как правило, после вскрытия и в ходе освоения залежей происходит ухудшение продуктивности пластов-коллекторов.

Третья глава диссертации посвящена изучению динамики ФЕС пластов-коллекторов под воздействием техногенных факторов разработки месторождения, которые включают образование глинистых корок, зон кольматации, проникновение фильтрата в пласт, разработку пласта методом заводнения (Н.Н.Михайлов, 1996).

Для определения динамики ФЕС коллекторов в процессе разработки В.Н.Дахновым (1963) предложена специальная методика, реализуемая с помощью технологии повторного проведения ГИС. Дальнейшее развитие этот подход получил в работах Б.Ю.Вендельштейна, К.А.Грудкина, В.С.Жукова, Д.А.Кожевникова, Н.М.Свихнушина, Н.Н.Сохранова, Л.И.Орлова, А.В.Ручкина, Н.В.Фармановой и других исследователей.

Динамика ФЕС при разработке изучаемой нефтяной залежи определена по 20 скважинам, где имелись исходные и повторные замеры методов радиометрии (ГК и 2ННК) и АК, а также по результатам петрофизических исследований.

Скважины вводились в работу, начиная с 1989 года, повторные замеры проводились в последние 1.5 года (2012-2013). Все диаграммы ГИС (исходные и повторные замеры) приведены в один масштаб и нормализованы в опорных пластах. С целью определения КПЭф использована адаптивная интерпретация данных ГИС. Для расчета Кп - данные 2ННК с применением метода двух опорных пластов и объемной глинистости, определенной по данным ГК и комплексу ГГК-П и 2ННК.

Величина общей пористости увеличилась на 3,5%, а эффективной пористости уменьшилась на 3% за 23 года эксплуатации (рис. 4, А).

Проведенный геомеханический анализ по данным волнового акустического каротажа (7 скважин) и петрофизических исследований керна выявил, что коллектор в околоскважинных зонах имеет тенденцию к разуплотнению.

Причинами увеличения общей пористости околоскважинных зон могут являться периодические изменения давления в стволе скважины и пластового, обуславливающие катакластические нарушения по границам зерен, что ослабляет

связи между частицами горной породы. Следствием этого является разуплотнение породы и рост пористости (С.М.Бауеге, .Г.Р.Бапк, М.0.7оЬаск и др.).

Фильтрационно-емкостные характеристики околоскважинных зон могут ухудшаться вследствие воздействия техногенных факторов вскрытия пласта: образования глинистой корки, кольматации, редиспергации глин, их миграции в микропоры, выпадения в осадок смол и асфальтенов (Н.Н.Михайлов и др.). Уменьшение эффективной пористости может быть обусловлено разбуханием минералов глинистого цемента при вытеснении нефти водой низкой минерализации, что показано рядом исследователей (В.Г.Виноградов, В.Н.Дахнов, И.Д.Зхус, Т.Т.Клубова, А.Г.Ковалев, В.В.Кузнецов, Г.А.Кринари, Г.О.Рынская и др.).

Для изучения динамики ФЕС коллекторов привлекались также данные петрофизических исследований керна. Выполнены две серии экспериментов. Для исследования отобрано 5 образцов из продуктивной части разреза, обладающих контрастными ФЕС. Пористость образца 5 находится близко к граничной для данного типа отложений и составляет 13%, абсолютная проницаемость - 0,1 мД; свойства образца 1 максимальны: общая пористость - 21%, абсолютная проницаемость — 1050 мД. ФЕС остальных образцов находятся в пределах обозначенного диапазона.

Первая серия экспериментов заключалась в измерении Кп коллекторов при увеличении эффективного напряжения, соответствующего истощению залежи (падению пластового давления). Общая пористость уменьшается на 0,94% (абс) при падении пластового давления на 95 атм (рис. 4, В).

Для определения динамики Кв0 при разработке месторождения проведена вторая серия экспериментов, которая заключалась в измерении Кво по методу полупроницаемой мембраны после пропускания через образец разного количества воды (от 5 до 300 поровых объемов), имитирующей закачиваемую в пласт жидкость при ППД (минерализация 7 г/л, плотность 0.97 г/см3, вязкость 0.3 сПз). Для каждого из образцов выполнено по 10 экспериментов первой и второй серии. На основе динамики Кво рассчитаны изменения Кпэф при заводнении пласта (рис. 4, Г). Кво при длительной фильтрации увеличивается, в среднем, на 15%, что для коллектора с высокой начальной величиной Кво означает перевод его в разряд неколлекторов. КПЭф уменьшается, в среднем, на 2,4%, что существенно отражается на проницаемости пласта-коллектора. Динамика КПЭф и Кво соответствует результатам, полученным по данным ГИС.

По данным петрофизических исследований керна общая пористость убывает с ростом эффективного напряжения при падении пластового давления. Динамика общей пористости по данным повторных замеров ГИС отличается в силу разных механизмов изменения Кп в пласте и околоскважинной зоне.

Величина эффективной пористости использована для расчета изменений абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде, продуктивности и обводненности продукции. Перечисленные параметры связаны с эффективной пористостью корреляционными соотношениями и петрофизическими моделями, описанными в главе 2.

Анализ этих соотношений позволяет прогнозировать Кпр, Кпр эф „, Кпр Эф Кпр отн н и Кпр отн в после длительной разработки пласта по величине К„эф и текущей

водонасыщенности, определяемых по данным повторных исследований ГИС. Выявлено, что характер снижения этих параметров является нелинейным. Через 20 лет разработки рассматриваемой нефтяной залежи они уменьшаются более чем в 2 раза.

Динамика величин ОФП по нефти и воде свидетельствует, что при малом сроке эксплуатации месторождения (менее 10-12 лет) уменьшения Кпр от„ „ и Кпр отн в являются сопоставимыми (0,1-0,12 д.ед.). При более длительном сроке эксплуатации (20-25 лет) снижение Кпр от„ „ в 2 раза выше, чем Кпр отн в, что, в числе других факторов, объясняет повышение обводненности продукции при разработке.

Форма функций ОФП также меняется в процессе разработки, что определяется величиной Кпэф. Расчет проведен в два этапа: на первом выполнено описание фактических петрофизических данных при помощи разработанных моделей ОФП (3) и (4) для образцов с контрастными ФЕС (10 образцов) путем подбора параметров моделей к„ и кв. Затем установлены зависимости параметров к„ и кв от КПЭф (глава 2). На втором этапе выполнен расчет функций ОФП при изменении ФЕС и пересчете Кп эф в управляющие параметры моделей к„ и кв, на основании которых рассчитаны зависимости ОФП по нефти и воде от текущей водонасыщенности. На кривых ОФП отмечается увеличение величины остаточной водонасыщенности (первая точка по воде).

С целью определения динамики формы капиллярных кривых при разработке месторождения использованы данные петрофизических исследований керна (эффективная пористость образцов меняется от 5 до 19%, 30 образцов). Фактические данные описаны при помощи разработанной капиллярометрической модели. Затем путем изменения параметра к для различного срока эксплуатации проведен прогноз формы капиллярных кривых. Максимальные изменения капиллярных кривых наблюдаются для образцов с наихудшими ФЕС (Кпэф = 6,9% и менее). Во всех случаях отмечено увеличение давления входа в капилляр, которое тем больше, чем ниже начальные ФЕС образца.

Снижение продуктивности скважин приводит к ухудшению условий разработки: снижению темпов и увеличению времени добычи. В результате ухудшения продуктивности скважины вводятся в эксплуатацию с дебитами ниже планируемых, вследствие чего имеет место систематический недобор нефти при нормативных показателях разработки. По данным Н.Н.Михайлова (1996) для месторождений объединения "Коминефть" продуктивность в результате вскрытия может ухудшаться в 27 раз, на месторождениях Белоруссии - в 18 раз, на Самотлорском месторождении - в 23 раза. Более половины всех пластов имеют продуктивность в 2 раза ниже проектной.

По результатам оценки изменения КпрОтн н, Кпря„,иК„Эф получена динамика относительного сокращения удельной продуктивности и изменения обводненности скважин при разработке месторождения (рис. 4, Б). Снижение продуктивности по нефти примерно в 2,5-3 раза больше, чем по воде. Общий дебит скважин уменьшается почти в 3 раза. При этом обводненность продукции увеличивается в 4-7 раз.

Четвертая глава диссертации посвящена повышению информативности геолого-технологической модели нефтяного месторождения на основе

динамической петрофизики путем прогноза изменений свойств коллекторов по площади залежи в процессе разработки.

Область моделирования описана латеральной границей и набором горизонтов. Структурные поверхности, осложненные литологическими экранами, строились по принципу выклинивания к кровле пласта. Разрывные нарушения в модели отсутствуют. Размер ячеек по латерали принят 100x100 м.

На каждом этапе моделирования проводился контроль качества путем сравнения гистограмм свойств коллекторов, определенных по ГИС, осредненных (Upscaling) и в ячейках модели.

Процедуре интерполяции параметров предшествовал вариограммный анализ. Для реализации стохастического подхода к распределению свойств задавались тренды, соответствующие представлениям о геологическом строении залежи (карты фаций, сейсмических атрибутов).

Цитологическая модель построена на основе дискретных кривых по скважинам. Для распространения кубов общей и эффективной пористостей применялся инструмент стохастической интерполяции Sequential Gaussian Simulation, в качестве трендов использовались карты свойств, рассчитанные методом Kriging.

Полученный куб эффективной пористости (рис. 5, А) преобразован в трехмерное распределение абсолютной проницаемости. Абсолютная и эффективная нефтенасыщенность рассчитаны в каждой ячейке модели на основании капиллярометрической модели переходной зоны.

Расчет кубов ОФП выполнен с использованием кубов эффективной пористости и эффективной нефтенасыщенности. По корреляции с эффективной пористостью определялись управляющие параметры моделей ОФП, которые по уравнениям (3) и (4) пересчитывались в трехмерные распределения. Карты средних значений Кпэф и ОФП по нефти и воде преобразованы в карты продуктивности (рис. 5, Б) и обводненности продукции.

Способом верификации трехмерных распределений начальных удельных продуктивностей является сопоставление их величин с результатами гидродинамического каротажа и испытаний скважин. Такие сопоставления проведены по 20 скважинам, равномерно охватывающим площадь залежи (рис. 5, В, Е). Эти скважины не участвовали в построении связи на рис. 3, Д и распространении петрофизических свойств геологической модели залежи. Практически во всех случаях контрольные скважины соответствуют прогнозу как по нефти (рис. 5, Г), так и по воде (рис. 5, Д), что свидетельствует о точности алгоритма.

В процессе фильтрации первоначальные характеристики пород-коллекторов существенно меняются. Для прогноза изменений свойств коллекторов при разработке в ячейках модели залежи использовано трехмерное распределение эффективной пористости: полученная ранее динамика Кп,ф трансформирована в трехмерные распределения остальных фильтрационных параметров, а также удельной продуктивности пластов-коллекторов после длительной эксплуатации (рис. 4, Д-Е). При этом отмечается следующее: скважины с борта структуры обнаруживают минимальные изменения ФЕС; наибольшие изменения ФЕС

произошли в областях наличия наиболее чистых песчаников, там, где начальная эффективная пористость максимальна.

В диссертации разработана методика оценки погрешностей используемых алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных путем имитационного моделирования методом Монте-Карло. Для реализации методики требуется задать наиболее вероятные значения и среднеквадратичные отклонения входных параметров алгоритмов.

В работе приведены результаты определения погрешностей расчета эффективной пористости, эффективной нефтенасыщенности, удельной продуктивности и моделирования переходной зоны. На рис. 5, Ж показаны вклады неопределенностей эффективной пористости и эмпирических констант а и Р в расчет г|уд. Наибольший вклад вносит величина эффективной пористости.

Перечисленные результаты позволили оценить погрешности прогноза дебитов в ячейках модели залежи.

Результаты диссертации использованы для проектирования расположения скважин, уменьшения обводненности продукции и увеличения дебитов. Выявлены зоны повышенной удельной продуктивности по нефти, в которых обводненность остается на одинаковом уровне при разработке (рис. 5, Б), где рекомендовано проводить первоочередной ввод скважин в эксплуатацию. Пробурены 5 высокодебитных скважин: 200-300 м3/сут нефти с низким начальным уровнем обводненности продукции: 5-15%; рекомендации к бурению — 45 скважин.

Для повышения информативности моделирования нефтенасыщенных гранулярных коллекторов рекомендуется:

^ определение динамических свойств коллекторов по данным ГИС и петрофизических исследований керна. Для этого требуется проведение:

- расширенного комплекса ГИС (ГК, СП, 2ННК, ГГК-П, АК, ЯМТК, ГК-С) в опорных разведочных и выборочных эксплуатационных скважинах и специальных петрофизических исследований керна (капиллярометрия, ОФП, РСА, определение динамики ФЕС) для настройки и обновления алгоритма расчета эффективной пористости, эффективных и фазовых проницаемостей и удельных продуктивностей коллекторов,

- повторных замеров методами ГИС (ГК, 2ННК, АК) в эксплуатационных скважинах для определения динамики ФЕС коллекторов в процессе разработки.

В дальнейшем использование данных стандартного комплекса ГИС позволит определять эффективную пористость, необходимую для реализации технологии прогноза динамики ФЕС, дебитов и обводненности продукции. ^ построение и обновление геологических и гидродинамических моделей

залежей с прогнозом динамических параметров коллекторов; ^ проведение ГДК (или поинтервальных испытаний) в фонде новых скважин для

актуализации алгоритма расчета динамических свойств коллекторов; ^ проведение скважинной гироскопической инклинометрии для уточнения абсолютных отметок и пространственного положения скважин.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для неокомских отложений Западной Сибири разработана технология определения дебитов и обводненности продукции и их изменений в процессе разработки по данным ГИС открытого ствола и повторным исследованиям соответственно на основе эффективной пористости с использованием петрофизических исследований керна.

Динамика продуктивности обуславливает необходимость учета причин и характера изменения свойств коллекторов при проектировании разработки рассматриваемой залежи.

Определены ФЕС коллекторов неокомских отложений Западной Сибири, получены зависимости изменений общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде от срока эксплуатации нефтяной залежи вследствие влияния техногенных изменений пласта по данным промысловой геофизики и петрофизических исследований керна. Выявлено, что при разработке залежи меняются капиллярометрические характеристики коллекторов: увеличиваются остаточная водонасыщенность и давление входа в капилляр.

Для этого изучены взаимосвязи фильтрационных и емкостных свойств коллекторов, разработаны модели капиллярных давлений и ОФП по нефти и воде, алгоритмы расчета нефтенасыщенности в переходной зоне, определения ОФП по данным ГИС и петрофизических исследований керна с использованием эффективной пористости.

Определены точностные характеристики разработанных алгоритмов интерпретации геолого-геофизических данных и оценки прогнозных динамических параметров моделей залежей на основе имитационного моделирования методом Монте-Карло.

Построена геолого-технологическая модель одного из месторождений Западной Сибири, которая включает трехмерные распределения эффективной пористости и нефтенасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде, дебитов скважин и обводненности продукции, рассчитанных на каждом кванте глубины исследования методами ГИС, и их погрешностей. Сделаны рекомендации по комплексу ГИС и керновых исследований, проектированию расположения скважин. Показано, что использование динамической петрофизики повышает петрофизическую и геологическую информативность модели залежи.

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в журналах списка ВАК:

1. Дешененков И.С. Прогноз продуктивности и начальной обводненности нефтяных скважин одного из месторождений Западной Сибири по данным промысловой геофизики // Бурение и нефть, № 7-8, с. 32-36, 2013.

2. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Прогноз фазовых проницаемостей коллекторов по данным ГИС для построения цифровых моделей залежей - I. Фазовые проницаемости в концепции эффективного порового пространства // Бурение и нефть, № 10, с. 12-14, 2011.

3. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Прогноз фазовых проницаемостей коллекторов по данным ГИС для построения цифровых моделей залежей — II. Модели относительных фазовых проницаемостей и учет ФЕС коллекторов // Бурение и нефть, № 1, с. 24-26, 2012.

4. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Информационный потенциал адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС // Нефтяное хозяйство, № 9, с. 82-86, 2011.

5. Кожевников Д-А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Определение нефтенасыщенности по результатам адаптивной интерпретации данных электрометрии скважин // Нефтяное хозяйство, № 1, с. 28-31, 2012.

6. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Точностные характеристики адаптивной технологии интерпретации данных ГИС // Каротажник, № 200, с. 60-73, 2011.

7. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Петрофизическое обеспечение адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС // Каротажник, №205, с. 146-154, 2011.

Участие в монографиях:

8. Главы «Капиллярное давление», «Модели относительных фазовых проницаемостей», «Комплексная адаптивная интерпретация данных ГИС», «Точностные характеристики адаптивной интерпретации данных ГИС» в монографии «Изучение коллекторов нефти и газа по результатам адаптивной интерпретации геофизических исследований скважин» // Москва: РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, 2011 (авторы Д.А.Кожевников и К.В.Коваленко).

9. Глава «Применение модели капиллярного давления при геологическом моделировании коллекторов в концепции эффективного порового пространства» в монографии «Геофизические методы исследования земли и ее недр» под ред. С.В.Аплонова, В.П.Кальварской, В.Н.Трояна // Санкт-Петербург: СПбГУ, «Соло», 2012.

Статьи в журналах:

Ю.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. Моделирование насыщения в переходной зоне коллекторов в концепции эффективного порового пространства // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа, № 4, с. 51-56, 2013.

Доклады конференций:

11.Дешененков И.С., Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Granular Reservoirs Productivity Modeling Based on Effective Porosity Derived from Well Logs // Материалы 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, Лондон, Великобритания, 2013.

12.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Определение фильтрационных свойств коллекторов по данным ГИС // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 2012, SPE-160577.

13.Дешененков И.С., Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Петрофизическое обеспечение прогноза насыщения коллекторов нефти и газа в межскважинном пространстве // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 2012, SPE-159622.

14.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. The Adaptive Well Log Data Interpretation in Geological Modeling // Материалы 74th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, Копенгаген, Дания, 2012, SPE-152463.

15.Дешененков И.С., Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Adaptive Technique of Hydrocarbon Saturation Determination // Материалы GEO 2012 10th Middle East Geoscience Conference and Exhibition, Манама, Бахрейн, 2012.

16.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. The Investigation of Hydrocarbon Saturation in the Transition Zone with the Capillary Pressure Model // Материалы GEO 2012 10th Middle East Geoscience Conference and Exhibition, Манама, Бахрейн, 2012.

П.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. Determination of Capillary Pressures and Relative Permeabilities with Well Logging Data // Материалы конференции EAGE «Geosciences: Making the most of the Earth's resources», Санкт-Петербург, 2012.

18.Кожевников Д.А., Коваленко K.B., Дешененков И.С. Informational Advantages and Accuracy Characteristics of the Adaptive Well Log Data Interpretation // Материалы Конференции SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Арктике, Москва, 2011, SPE-148676.

19.Кожевников Д. А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. The Estimation of Granular Reservoirs Relative Permeability with Log Data // Материалы 73— EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, Вена, Австрия, 2011.

20.Дешененков И.С., Кожевников Д.А., Коваленко К.В. The Validation of the Granular Reservoir Petrophysical Model // Материалы 73— EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, Вена, Австрия, 2011.

21.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Система адаптивной интерпретации данных комплекса ГИС для геологического и упругого моделирования месторождений нефти и газа // Материалы Всероссийской конференции «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», Москва, 2011.

22.Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. Применение модели капиллярного давления при геологическом моделировании коллекторов в концепции эффективного порового пространства // Материалы VIII Международной научно-практической конференции молодых специалистов «Геофизика-2011», Санкт-Петербург, 2011.

23.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Эффективная пористость в системе адаптивной интерпретации данных ГИС при моделировании месторождений нефти и газа // Материалы Международной конференции «Ядерная Геофизика - 2011», Тверь, 2011.

24.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С., Петров А.Н. Модель капиллярного давления для изучения насыщения коллекторов по данным ГИС // Материалы X Международной конференции «Геоинформатика», Киев, 2011.

25.Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Дешененков И.С. Сравнение точностных характеристик поправочной и адаптивной технологий интерпретации данных ГИС // Материалы XII международной научно-практической конференции «Геомодель», Геленджик, 2010.

e-mail: i.s.deshenenkov@gmail.com

Подписано в печать. Формат 60x84/16 Бумага офсетная. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,5 Тираж 110 Экз. Заказ № 9397 Типография ООО "Ай-клуб" (Печатный салон МДМ) 119146, г. Москва, Комсомольский пр-кт, д.28 Тел. 8-495-782-88-39

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Дешененков, Иван Сергеевич, Москва

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Российский государственный университет нефти и газа имени И.М.Губкина»

04201361267

На правах рукописи УДК 550.832

ДЕШЕНЕНКОВ ИВАН СЕРГЕЕВИЧ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

доктор физико-математических наук, профессор Кожевников Дмитрий Александрович

Москва - 2013

СОДЕРЖАНИЕ:

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ 3

ВВЕДЕНИЕ 5

ГЛАВА 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 10 МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

1.1. Расчет свойств коллекторов нефти и газа по промыслово-геофизическим 14 данным

1.2. Капиллярометрические исследования пластов-коллекторов 17

1.3. Моделирование относительных фазовых проницаемостей коллекторов 19 ч нефти и газа

1.4. Петрофизическая модель эффективной пористости 26 Результаты и выводы по главе 1 29

ГЛАВА 2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ 30

КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОФИЗИКИ

2.1. Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности по 34 промыслово- геофизическим данным

2.2. Изучение переходной зоны нефтяных залежей на основе 52 капиллярометрических моделей

2.3. Прогноз эффективных и фазовых проницаемостей коллекторов по 67 промыслово-геофизическим данным

2.4. Оценка продуктивности неокомских коллекторов по промыслово- 77 геофизическим материалам

Результаты и выводы по главе 2 82

ГЛАВА 3. ИЗУЧЕНИЕ ДИНАМИКИ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА 84 В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1. Расчет динамики свойств пластов-коллекторов по данным промысловой 85 геофизики

3.2. Снижение проницаемостей при разработке нефтяного месторождения 94

3.3. Изменение капиллярометрических характеристик коллекторов при 99 разработке нефтяного месторождения

3.4. Снижение удельной продуктивности нефтяных скважин 101 Результаты и выводы по главе 3 104

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ ГЕОЛОГО- 105

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ^ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОЙ ПЕТРОФИЗИКИ

4.1. Построение геологической модели нефтяного месторождения с 105 использованием динамических свойств коллекторов

4.2. Исследование достоверности результатов определения фильтрационно- 118 емкостных свойств

4.3. Рекомендации по выбору оптимальных направлений работ на 124 месторождении

Результаты и выводы по главе 4 129

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 130

СПИСОК ОСНОВНЫХ ПУБЛИКАЦИЙ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ 131

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 134

ПРИЛОЖЕНИЯ 144

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ:

К„ эф - эффективная пористость;

К„ дин - динамическая пористость;

К„- общая (открытая) пористость;

Квподв- коэффициент подвижной водонасыщенности;

Кв0- коэффициент остаточной водонасыщенности;

Кв- коэффициент текущей (Квподв + Кв0) водонасыщенности;

Квэф - эффективная водонасыщенность - доля воды в объеме эффективной пористости;

Кн - коэффициент нефтенасыщенности;

Кн подв~ коэффициент подвижной нефтенасыщенности;

Кн0- коэффициент остаточной нефтенасыщенности;

Кнэф - эффективная нефтенасыщенность - доля нефти в объеме эффективной пористости;

Кн0 эф - остаточная эффективная нефтенасыщенность - доля остаточной нефти в объеме

эффективной пористости;

Кг— коэффициент газонасыщенности;

М- пористость матрицы (М=К„ ск);

ц - полная водоудерживающая способность коллектора;

Итт - минимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора;

Итах - максимальная водоудерживающая способность неоднородного коллектора;

Но- водоудерживающая способность матрицы;

а - остаточная водонасыщенность матрицы, а = іл</М\

Арі - водоудерживающая способность цемента;

у— влажность цемента;

В - коэффициент набухания цемента;

Кпр- коэффициент абсолютной проницаемости;

к„р эф в ~ коэффициент эффективной проницаемости по воде;

Кпр эфн- коэффициент эффективной проницаемости по нефти;

Кпротнв- относительная проницаемость по воде;

Кпротнн— относительная проницаемость по нефти;

Квыт~ коэффициент вытеснения нефти водой;

Рс- капиллярное давление;

к - параметр кривизны капиллярных кривых;

Кгл - коэффициент объемной глинистости;

Кпгл- коэффициент пористости глинистого цемента;

г/ - относительная глинистость;

¥- петрофизический инвариант гранулярного коллектора;

а>гл- водородосодержание глин;

асп - относительная амплитуда аномалии СП;

рп - истинное УЭС породы;

Ров - Рп остаточной (связанной) воды с минерализацией Сов;

рв - рп подвижной воды с минерализацией Св;

Рн(К„ эф) - параметр насыщения;

Р„(1) - параметр насыщения при Кнэф=1;

£(Кнэф) = 1п[Рн(Кнэф)]Лп[Рн(1)];

1У - естественная радиоактивность, еіі;

а(К„ | сгц) - объемная плотность коллектора при текущей пористости К„\ о(М;ом) - объемная плотность для коллектора при К„ = М;

о(іх;ац)- объемная плотность «вырожденного» коллектора при отсутствии эффективной пористости (К„ = ¡л, максимальная глинистость); ам~ плотность матрицы; Оц — плотность цемента;

о0в- плотность остаточной (связанной) воды; ав- плотность подвижной воды; W- водородосодержание, %;

9? (К„; 9? ц) - интерпретационный (в некоторых случаях совпадающий с петрофизическим) параметр метода при текущей пористости Кп;

(М; 9? м) - интерпретационный параметр метода при Кп = М; 9? (¡л; 9? ц) - интерпретационный параметр метода при отсутствии эффективной пористости (К„ = ц, максимальная глинистость); 9? м~ свойство матрицы; 9? ц- свойство цемента;

9? в0 - свойство остаточной (связанной) воды;

9? фЛ - свойство подвижной воды;

9i „ - интерпретационный параметр породы.

API- American Petroleum Institute

AK - акустический метод

АПП - абсолютное поровое пространство

ВАК - волновой акустический каротаж

ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование

ГГК-П - гамма - гамма метод плотностной

ГГК-С - гамма-гамма метод селективный

ГДИС - гидродинамические исследования скважин

ГДК - гидродинамический каротаж

ГИС - геофизические исследования скважин

ГК - интегральный гамма-метод

ГК-С - гамма-метод спектрометрический

ГРР - геологоразведочные работы

ДС - диаметр скважины (данные кавернометрии)

ДЭС - двойной электрический слой

ЗЧВ- «зеркало чистой воды»

КИН - коэффициент извлечения нефти

МОГТ - метод общей глубинной точки

МТП - метод теллурического профилирования

НГК - нейтронный - гамма метод

ННК - нейтрон - нейтронный метод

ОПК- опробователь пластов на кабеле

ОФП - относительная фазовая проницаемость

РИГИС - результаты интерпретации данных ГИС

РСА - рентгеноструктурный анализ

СП - потенциалы собственной поляризации

ССО - смешанослойные образования

УЭС - удельное электрическое сопротивление

ФБР - фильтрат бурового раствора

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ЭПП - эффективное поровое пространство

ЯМТК - ядерно - магнитный томографический каротаж

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Цель работы

Основные задачи работы

Изучаемый объект, методы исследований

Методы исследований:

1. петрофизические исследования образцов горных пород;

2. петрофизическое моделирование на коллекциях образцов керна;

3. количественная обработка и интерпретация данных ГИС;

4. цифровое геолого-технологическое моделирование нефтяной залежи;

5. анализ изменений ФЕС коллекторов при разработке нефтяной залежи;

Научная новизна

1. По результатам повторных замеров методами ГИС и петрофизических исследований керна выявлена динамика общей и эффективной пористости, остаточной водонасыщенности, абсолютной, эффективных и относительных фазовых проницаемостей по нефти и воде в процессе разработки неокомских залежей нефти Западной Сибири.

3. Впервые при помощи имитационного моделирования методом Монте-Карло проведена оценка точностных характеристик алгоритмов определения динамических свойств

коллекторов.

Основные защищаемые научные положения и результаты

Личный вклад автора Исследована динамика ФЕС коллекторов в процессе разработки одной из неокомских нефтяных залежей Западной Сибири. При непосредственном участии автора разработаны модели капиллярных давлений и функций ОФП по нефти и воде, алгоритмы расчета распределения нефти в переходной зоне и ОФП по данным геолого-геофизических исследований на каждом кванте глубины. Автором предложена методика оценки удельных продуктивностей гранулярных коллекторов в каждой ячейке модели залежи на основе эффективной пористости и промыслово-геофизических данных.

Практическая значимость На примере неокомских отложений Западной Сибири установлена необходимость учета динамики ФЕС коллекторов для повышения эффективности разработки месторождений и заложения новых скважин с целью выработки остаточных запасов углеводородов.

Определение эффективной пористости и нефтенасыщенности, эффективных проницаемостей и ОФП по нефти и воде на каждом кванте глубины по данным ГИС позволило

существенно повысить информативность геолого-технологических моделей месторождений.

Методики моделирования ОФП, определения состава притока, моделирования насыщения в переходной зоне использованы при построении модели одного из нефтяных месторождений Западной Сибири. Капиллярометрическая модель, методики прогноза продуктивности и ОФП использованы в работах ОАО «ТНК-BP Менеджмент» и ООО «РусПетро».

Апробация результатов

Работа награждена грантом памяти Густава Арчи Американской Ассоциации Нефтяных Геологов (AAPG, 2012, 2013 гг.).

Основные конференции: 73—, 74- и 75- EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, 2011, Вена, Австрия, 2012, Копенгаген, Дания, 2013, Лондон, Великобритания; GEO 2012 10- Middle East Geoscience Conference and Exhibition (AAPG, EAGE and SEG), Манама, Бахрейн; Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче, Москва, 2012; Международная геолого-геофизическая конференция EAGE «Санкт-Петербург-2012»; Конференция SPE по разработке месторождений в осложненных условиях и Аркти

Информация о работе

Дешененков, Иван Сергеевич
кандидата технических наук
Москва, 2013
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение информативности моделирования нефтяных залежей на основе учета динамических свойств коллекторов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы