Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений"

На правах рукописи

0046И6842

КОТОВ ВЯЧЕСЛАВ СЕРГЕЕВИЧ

УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ

НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (НА ПРИМЕРЕ СУРГУТСКОГО И КРАСНОЛЕНИНСКОГО НГР)

Специальность 25.00.12 -Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук

« 1 ИЮЛ 2010

Тюмень-2010

004606842

Работа выполнена в «Тюменском государственном нефтегазовом университете» (ТюмГНГУ)

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Попов Иван Павлович ТюмГНГУ

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ягафаров Алик Каюмович ТюмГНГУ

кандидат геолого-минералогических наук Аржиловская Наталья Георгиевна ООО «КогалымНИПИнефть» г.Тюмень Ведущая организация: ФГУП ЗапСибНИИГГ г.Тюмень.

Защита состоится 17 июня 2010 года в 14-00 часов на заседании диссертационного совета Д212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского, 56, Институт геологии и геоинформатики, ауд. 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ г.Тюмень по адресу: 625039, г.Тюмень, ул.Мельникайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г.Тюмень, ул.Володарского 56, учёному секретарю диссертационного совета. Фако- 8 (3452) 46-30-10.

e-mail: Kotov_Vyacheslav@mail.ru, e-mail: t_v_semenova@list.ru Автореферат разослан 15 мая 2010 года.

Учёный се1фетарь диссертационного совета, кандидат геолого-минералогических наук, доцент

~~ Т.В.Семёнова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований

Многолетнее освоение нефтяных и нефтегазовых ресурсов в Среднем Приобье Западной Сибири привело к резкому ухудшению структуры остаточных запасов. Преодоление или замедление снижения объёмов добычи связано с необходимостью широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), практической целью которых является освоение (иногда «точечное») не вовлечённых в разработку остаточных запасов путём зарезки боковых стволов, применения потокоотклоюпощих технологий и других методов, а также совершенствования технологий вскрытия и освоения скважин.

Всё это невозможно без более детального изучения действующих месторождений путём создания цифровых геолого-технологических моделей, позволяющих объективно прогнозировать морфологию коллекторов, их петрофизические и гидродинамические параметры в межскважинном пространстве. Устойчивость, а значит и достоверность, любой модели невозможна без использования всей совокупности методов геологической интерпретации промыслового объекта, а именно: седиментационного и литолого-фациального анализа, метода палеогеографических реконструкций, учёта вторичных процессов, контролирующих текущие петрофизические свойства коллекторов, и др. При всей традиционности эффективного применения методов на месторождениях Западной Сибири до сих пор не выработаны воспроизводимые методики их формализации для последующего использования в моделировании. Данная работа является попыткой решения ряда конкретных задач на пути создания цифровых моделей с использованием всех перечисленных выше знаний о месторождениях с учётом фактической промысловой информации по всему фонду скважин в режиме времени, близком к реальному.

Цель работы:

Уточнение геолого-промысловых моделей (ГПМ) разрабатываемых залежей с различными промысловыми, литолого-фациальными характеристиками. Выделение на их основе перспективных нефтегазоносных зон, не вовлечённых в разработку, проектирование и сопровождение проведения ГТМ, а также последующая оценка их эффективности.

Основные задачи исследований:

1. Разработка новой методики определения гидродинамической связи между скважинами и её количественная оценка.

2. Обоснование метода корректировки данных инклинометрии скважин.

3. Создание ГПМ залежей на основе комплексных исследований их геологического строения, истории разработки месторождений и текущих промыслово-геофизических. параметров с применением метода оперативного геолого-промыслового моделирования.

4. Обоснование рекомендаций по повышению нефтеотдачи разрабатываемых месторождений на базе созданных цифровых моделей.

Методами решения поставленных задач являются прямые лабораторные, промыслово-геофизические, сейсмические, геохимические,

гидродинамические, геолого-промысловые методы исследования, детерминистские и стохастические методы моделирования, а также анализ динамики технологических показателей разработки месторождений.

Научная новизна:

1. Обоснование метода оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти.

2. Создание методики оценки гидродинамической связи между скважинами и оценки пьезопроводности коллекторов с трещинной ёмкостью на основе использования наблюдаемых параметров работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в ближайшем окружении.

3. Разработка метода корректировки данных инклинометрии.

4. Уточнение метода поиска не вовлечённых в разработку участков (на примере коллекторов с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения).

Основные защищаемые положения:

1. Метод оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти позволяет уточнять геологические модели пластов АС»2 и АС9 Комарьинского, АСв и АСд Вачимского, АС7 и АС9 Быстринского месторождений, а также объекта ТК Рогожниковского месторождения;

2. Разработанный метод корректировки данных инклинометр™ скважин повышает достоверность геолого-промысловых моделей.

3. Предложенная методика проведения гидропрослушивания позволяет установить гидродинамическую связь между скважинами и количественно оценить пьезопроводность.

4. Уточнение метода поиска подвижных не вовлечённых в разработку участков с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения позволяет проектировать эффективные ГТМ и повышать коэффициент извлечения нефти.

Личный вклад: разработка метода обработки данных инклинометрии скважин в целях уточнения координат пласгопересечений, обоснование новой методики проведения гидропрослушивания, создание цифровых моделей рассмотренных в работе месторождений, планирование ГТМ по повышению нефтеотдачи и их сопровождение в период внедрения. Автором впервые создана концепция оперативного геолого-промыслового моделирования, применяемого для обоснования эксплуатационного бурения скважин Комарьинского (пласт АСг2) и Рогожниковского (объект ТК) месторождений, Таплорской площади (пласт АС9) Вачимского месторождения, а также при проектировании ГТМ на объекты Вачимского (АС7, АС8, АС?, ЮСг), Быстринского (АС7, АС8, АС9, БСЬ БСш7, БС^о, ЮС2), Рогожниковского (объект ТК), Северо-Юрьевского (ЮСО и Комарьинского (АС82 и АС9) месторождений.

Практическая значимость:

1. Уточнение геологических моделей и площадей нефтеносности объектов разработки Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Рогожниковского

месторождений на основе реализации предложенных методик,

2. Проектирование мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, их внедрение и сопровождение в процессе проведения ГТМ, а также анализ эффективности по предложенным автором методикам.

Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений при геолого-промысловом изучении залежей, а также в учебном процессе нефтегазовых вузов страны.

Апробация работы

Материалы, положенные в основу настоящей работа, обсуждались на XXVII, XXVIII, XXIX и XXX научно-технических конференциях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007,2008,2009 и 2010 гг. (r.Cypiyr); VID, IX, X конкурсах «Золотое будущее Югры» в номинации «Молодой учёный Югры» в 2007,2008, 2009 гг. (г.Сургут, г.Ханты-Мансийск); IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры в 2009г. (г.Ханты-Мансийск); конференции студенческой академии наук ТюмГНГУ в 2008 году (г.Тюмень). По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе одна в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.

Фактический материал

В основу диссертационной работы положены результаты участия в промысловых экспериментах, освоении месторождений и обосновании ГТМ. Автором использованы геолого-геофизические данные ОАО «Сургутнефтегаз» по 32970 скважинам 20 разрабатываемых месторождений. Непосредственно геолого-промысловое моделирование осуществлялось по 5 разрабатываемым месторождениям с общим фондом 4086 скважин. Обработка данных инклинометрии произведена в 435 скважинах. Метод гидропрослушивания опробован в 250 скважинах при проведении свыше 400 операций ГРП.

Структура и объём работы, персоналии

Работа состоит из введения, 4 глав и заключения объёмом в 147 страниц. Она включает 63 рисунка и 3 таблицы. Список литературных источников насчитывает 132 ссылки. Общий объём рукописи 157 страниц.

Диссертационная работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора кафедры промысловой геологии ТюмГНГУ ИЛЛопова, которому автор выражает свою искреннюю признательность за постоянное внимание к представленной работе.

Автор выражает искреннюю благодарность В.В.Кулявцеву, к.г.-м.н. Т.А.Коровиной, Р.А.Ходченко, к.г.-м.н. Е.В.Николаевой, А.Н.Шупте, д.г.-м.н. профессору А.М.Волкову, доценту Т.П.Усенко, К.А.Костеневич, к.ф.-м.н. В.А.Белкиной, д.г.-м.н. профессору Г.П.Мясниковой, А.П.Кондакову, д.г.-м.н. профессору В.КФедорцову, а также светлой памяти д.г.-м.н. профессору ¡В.Г.Каналину1 за ценные советы, консультации и обсуждение в разное время результатов исследований, критаческие замечания по работе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РАЙОНА ИССЛЕДОВАНИЙ

В работе изучаются залежи АС7, АС8, АС9, БСь БС^п, БС18-20, ЮС2 Быстринского; АС7, АС8, АС9, ЮС2 Вачимского; ЮС1 и ЮС2 СевероЮрьевского; АС82 АС9 Комарьинского месторождений, расположенных в пределах Сургутского ИГР Среднеобской нефтегазоносной области, а также объекты пермо-триаса Рогожниковского месторождения Красноленинского НГР Фроловской нефтегазоносной области, разработка которых осуществляется НГДУ «Быстринскнефтъ» ОАО «Сургутнефтегаз».

2. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРЁХМЕРНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ

Седиментационные модели залежей месторождений Среднего Приобья созданы давно, но их практическая реализация в цифровом виде с использованием математических методов моделирования применяется довольно редко. Значительный вклад в формирование концептуальных моделей залежей нефти и газа Западной Сибири внесли работы Ю.В. Брадучана, A.B. Гольберта, Ю.Н. Карогодина, А.Д. Нежданова, И.И. Нестерова, H.H. Ростовцева, В.И. Шпильмана и многих других.

Анализ действующих цифровых моделей показал отсутствие учёта седиментационных условий формирования залежей и, следовательно, некорректное распределение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в различных комплексах отложений единой палеофациальной обстановки. Формальный подход к седиментационным моделям пластов отрицательно сказался на ггооектировании и разработке отдельных залежей продуктивных объектов АС8 и АС9 Комарьинского, АС8 Вачимского, lOCi и ЮСг СевероЮрьевского месторождений. Подобное отношение к составлению принципиальных моделей залежей приводит к подмене этапа литофациального моделирования построением куба «коллектор-неколлектор».

Так, анализ карты эффективных толщин объекта АС8 Вачимского месторождения свидетельствует об отсутствии учёта седиментационной модели пласта, и поэтому повышенные эффективные толщины сохраняются лишь в пределах залежей и отсутствуют между локальными структурами. На севере Куншанской площади данного месторождения автор выделил единое русловое тело, протягивающееся с востока на запад и прослеживающееся на Таплорской площади. Исходя из этого, система поддержания пластового давления (ППД) одной скважиной 1719 (рис.1) не способна компенсировать отборы жидкости.

На объекте ЮС2 Северо-Юрьевского месторождения проектный фонд равномерно распределён в пределах четырёхметровой изопахиты карты эффективной нефтенасыщенной толщины, построенной методом интерполяции по разведочным скважинам. Однако невыдержанность коллектора обусловлена русловым генезисом отложений, что определяет избирательное размещение скважин. Поэтому фациальная модель коллектора и выделение гидродинамически связанных тел имеют первостепенное значение.

' ' - граница распространения руслового тела 1772 - номер скважшгы

—2— - пзопахнта эффективном толщины ' 2.8 - значение эффективной толщины, м

« ' - зона типизации

Рис.1. Выкопировка из карты эффективных толщин пласта АС8 Вачимского месторождения (по материалам ТО СургутНИПИнефть, 2003)

Отсутствие учёта седиментационной модели залежи при проектировании разработки пласта АС? Комарьинского месторождения обусловило закачку жидкости при внедрении системы ПЦЦ в скважины, тяготеющие к максимальным мощностям баровых тел. Это привело к непроизводительным закачкам, а компенсация на некоторых участках достигла 300%. Отложения пласта АС9 формировались в прибрежно-морской обстановке. Сложнопостроенный баровый комплекс состоит из причленённых друг к другу песчаных тел, осевая часть которых мигрировала в соответствии со смещением береговой линии. По результатам палеофациального анализа в центральной части залежи выделено канальное тело (подводное русло), вблизи которого скважиной 409 вскрыта заглинизированная часть пласта АС9 и выделена зона глинизации. Без учёта выполнения палеогеографических реконструкций отмена бурения скважины 410 (рис.2) представляется логичной, однако фактическое строение пласта (с учётом фациальных особенностей) делает такое решение ошибочным. Это привело к тому, что. в области проектного заложения скважины 410 не вовлечены в разработку запасы пласта АС82 мелководно-морского генезиса и с большой степенью вероятности - запасы канального тела пласта АСд.

506 3 Условные обозначения:

- каротажная диаграмма СШС в - забой скважины

- канальное тело (подводное русло)( добыча нефти и воды | | - осевая зона верхнего бара

I I - осевая зона нижнего бара - закачка воды

I I - морская часть бассейна глубиной до 15м тштвнутренний контур нефтеносности «* 4 - зона глинизации — ■ —- внешний контур нефтеносности — - траектория скважины —Х~— внешний контур газоносности 1 - номер бокового ствола Рис.2. Выкопировка из схемы распространения фациалышх комплексов пласта АС9 Комарьинского месторождения (В.С.Котов, 2009г.)

Кроме того, в северной части месторождения предыдущими исследованиями выделена газовая шапка в районе разведочной скважины 1125 (рис.3), хотя структурный план Комарьинского поднятия выдержан, а локальный купол не выделен. Вокруг этой скважины определена зона глинизации для нефти, в связи с чем коллектор с низкими ФЕС способен вмещать газ, но не нефть. Автор считает, что такая модель газовой шапки не представляется обоснованной. Ствол разведочной скважины 1125 может быть не идеально вертикальным в связи с замером траектории ствола инклинометром, имеющим большую погрешность. Следовательно, при изменениях угла наклона ствола скважины около 3° реальная абсолютная отметка кровли пласта может быть занижена на 3-4 м. В соответствии с моделью, построенной автором, на этой площади газовая шапка распространяется в сторону поднятия и занимает большую часть залежи. Подтверждением этого является перфорация объекта АС9 в скв.564, где по результатам испытаний получен газ.

Условные обозначения:

_.внешний контур нефтеносности —"■ - внешний контур нефтеносности (уточнён автором)

---—- внутренний контур нефтеносности----—- внутренний контур нефтеносности (уточнён автором)

—х— - внешний контур газоносности - область уточнения внешнего контура газоносности

.....зона глинизации —к—«. - внешний контур газоносности (уточнён автором)

572 - номер скважины — к х-» - внутренний контур газоносности (уточнён автором) KJN73- тип замера инкпииомстрии

Рис.3. Структурная карта по кровле пласта AQ северной части Комарьинского месторождения (В.С.Котов, 2009 г.)

На основании ранее созданных моделей с отмеченными недостатками нет возможности проектировать и сопровождать мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов. Это определило использование моделирования непосредственно в нефтегазодобывающих организациях, ответственных за уровень добычи на предприятии. Превалирующая степень выработки высокопродуктивных запасов УВ обусловила необходимость извлечения запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам, что становится возможным при интеграции современных технологий геологического и гидродинамического моделирования в процессы разработки, обоснования и сопровождения проведения ГТМ.

Оперативное геолого-промысловое моделирование - процесс создания адресной геологической и/или фильтрационной модели с достаточным количеством свойств и параметров, направленный на решение поставленной производственной задачи. При оперативном моделировании производятся те же работы, что и при построении моделей для проектных документов, но в объёмах, достаточных для выполнения поставленной производственной задачи и, соответственно, в более короткие сроки на базе всей системы знаний, накопленной по рассматриваемому месторождению.

Оперативное геолого-промысловое моделирование основано на изучении свойств пласта, принципах системного мышления и параллельного планирования с использованием математических методов моделирования. По результатам моделирования визуализируются и анализируются лишь материалы, необходимые для принятия конкретного решения и наиболее информативно характеризующие результаты проделанной работы.

Следует отметить, что обычно большие статические модели не пригодны для обоснования геолого-технических мероприятий, а, специально созданные оперативные модели не отображают обоснованной картины для проектного документа по всему месторождению.

Таким образом, цифровые модели, созданные для проектных документов, часто не соответствуют реальному строению залежи и их затруднительно использовать для решения производственных задач. Автором обоснован метод, который используется для оперативного обоснования мероприятий по повышению нефтеотдачи и сопровождения их проведения.

3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

Характерной особенностью оперативного геолого-промыслового моделирования является возможность выполнения дополнительных нетрадиционных видов работ и реализации новых геологических решений специалиста по моделированию, поскольку данный вид деятельности не подвержен жесткому регламентированию. Так, в рамках данной работы автором разработаны методы корректировки данных инклинометрии скважин и проведения гидропрослушивания, позволяющие уточнять геологические модели месторождений, поэтому оперативное геолого-промысловое моделирование продуктивных объектов позволяет уточнять геологическое строение объекта в режиме, близком к «реальному времени».

Непосредственно процесс создания трёхмерной геологической модели связан со структурными построениями, определением литолого-фациального облика модели с последующим насыщением петрофизическими параметрами, перемасштабированием модели и передачей для проведения гидродинамических расчётов. Однако важнейшим этапом, длительность которого достигает до 70% всего времени моделирования, является подготовка исходных данных.

Основным проблемным вопросом, связанным с достоверностью исходной информации, является инклинометрия. Проведён анализ замеров кривизны по выборке из 32970 скважин. При сравнении повторных записей траектории,

записанной более точными гироскопическими приборами в 5924 скважинах, выявлена некорректность большого количества данных, полученных при записи инклинометрами: 29% скважин с замером гироскопом отошли в плане от замеров инклинометром, проведённом при строительстве скважин, более чем на 100 м, половина из них - более чем на 200 м, а 15% - более чем на 400 м. 26% всех повторных замеров инклинометрии гироскопом не доведены до продуктивного пласта по техническим причинам. В результате этого невозможно выдать заключение о новых координатах пластопересечений скважин. 44% этих замеров (686 скважин) свидетельствуют об отходе фактического положения пластопересечений скважин от старого замера более чем на 100 м.

При наличии двух и более траекторий ствола скважины, когда точный замер короткий, то есть не доходит до продуктивного пласта, возникает необходимость корректировки данных. Уточнение замеров инклинометрии (внесение поправок в замеры) автор предлагает производить методом азимутального и углового разворота в несколько этапов (рис.4):

1) расчёт значения угла и азимута старого замера инклинометрии на глубину последней точки записи гироскопа;

2) расчёт азимутальной и угловой поправки на глубину последней точки записи гироскопа;

3) добавление предыдущей инклинометрии с учётом угловой и азимутальной поправки к последней точке замера гироскопом.

глубина последней

у точки замерз Н Жна старой траектории

продление » с последними значениями ' угла и азимута

метод

азимутального и утоеого

разворота

(2К-сшиа*а)

Рис. 4. Методы корректировки и совмещения данных инклинометрии в плане (В.С.Котов, В.В.Кулявцев, 2006 г.)

Метод актуален для старого фонда скважин, его достоверность подтверждена в 64 скважинах, где проведены замеры траектории гироскопами в третий раз.

Другим проблемным вопросом при моделировании явилось отсутствие качественных данных о ФЕС Рогожниковского месторождения, где развиты трещинные коллекторы вулканогенно-осадочного триасового комплекса. Поскольку при оценке проницаемости трещин определяющими являются данные гидродинамических исследований (ГДИ) и оценка их проницаемости по ГИС затруднительна, в работе обоснован и внедрён метод гидропрослушивания с использованием процесса ГРП в соседних с наблюдаемой скважинах.

Впервые опыт осуществлён при проведении ГРП в системе пластов ЮК4-ТК31. В 17:00 начат процесс ГРП в скважине, через два часа и тридцать минут резко (более чем на 15%) увеличился дебит жидкости в соседней реагирующей скважине. Содержание воды в продукции также увеличилось, поднялся динамический уровень. В последующие 2 часа начали снижаться дебит этой скважины и буферное давление, влияние ГРП прекратилось. До проведения ГРП реагирующая скважина работала со стабильными параметрами (рис.5).

888888 8 8 88888 %

Я 8 &

100

-Динамический уровень, м

дебит жидкости, мЗ

обводнённость, %

Рис. 5. Параметры работы реагирующей скважины (В.С.Котов, 2006 г.)

Аналогичный анализ осуществлён при проведении более чем 400 операций ГРП. Поскольку этот метод планируется при освоении всех скважин в отложениях пермо-триаса, то его влияние используется в дополнение к методу гидропрослушивания без отключения добывающих скважин. Возможность использования предлагаемого метода обусловлена хорошей гидродинамической связанностью пласта ТК31. Возмущение при проведении гидропрослушивания в трещинном коллекторе доходит до скважины-приемника достаточно быстро. Результатом является информация как качественного характера - оценка наличия гидродинамической связи между скважинами, проводящих и непроводящих разломов; так и количественного (по Старостину, 1995г.) - оценка коэффициента пьезопроводности (H=Rz/7,077tk).

Таким образом, применение разработанных методик в оперативном геолого-промысловом моделировании позволяет уточнять ФЕС коллекторов и геологическое строение залежей.

4. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Результаты проведённых исследований внедрены на Быстринском, Вачимском, Комарьинском, Рогожниковском и Северо-Юрьевском месторождениях.

Так, на основании уточнения структурного плана с использованием 3D сейсморазведочных исследований определяется текущее направление бурения на Рогожниковском месторождении, находящемся в стадии опытно-промышленной разработки. Проведение атрибутного сейсмического анализа позволило уточнить разломы с вертикальным смещениием, разбивающие всё месторождение на блоки по направлениям СЗ-ЮВ и ЮЗ-СВ. В результате выполненных исследований с использованием программного комплекса геологического моделирования Petrel выделено более 250 разломов, из которых значительных по размеру около 100. Сейсмическая волновая картина подтверждает наличие тектонических нарушений в выделенных областях. Выявлено, что наиболее продуктивные зоны связаны с повышенными областями структурного плана и с зонами дезинтеграции (разуплотнения) вблизи разломов, что послужило основанием бурения более 250 скважин.

По результатам оперативного моделирования и зарезки боковых стволов (ЗБС) вблизи внешнего контура нефтеносности пласта АС7 Быстринского месторождения выделены перспективные участки для эксплуатационного бурения. Уточнение структурного плана с использованием данных 3D сейсморазведки позволило подтвердить местоположение проектных кустов в северо-западной и юго-западной частях месторождения, выявить зону расширения залежи пласта АС7 в юго-западной его части в сторону Солкинского месторождения, принять решение о переиспытании разведочной скважины 1117 ввиду неясного характера насыщения.

На основании оперативного моделирования Комарышского месторождения и проведения фациального анализа построена седиментационная модель залежей пластов ACg2 и АС$. Для анализа фаций произведена обработка каротажных кривых собственной поляризации, отображены значения осПС в псевдодвухмерном виде (см. рис.2), что позволило выявить перспективные зоны объекта AQ, связанные с уточнением и расширением контуров нефтеносности северной и центральной частей Комарышского месторождения. В юго-восточной части Комарышского месторождения установлена зона расширения контура нефтеносности пласта ACg2 (рис.6).

Результаты оперативного моделирования подтверждаются отсутствием вскрытой границы ВНК в эксплуатационных скважинах 550, 654, 649 и относительно низкой обводнённостью скважинной продукции. В выявленной перспективной нефтегазоносной зоне расширения контура нефтеносности

Условные обозначения: —.•—»- внешний контур нефтеносности 660 - номер скважины —- внутренний контур нефтеносности KIT - тип замера инклинометрии -—х- - внешний контур газоносности -2005.0 - абсолютная отметка кровли

— - внешний контур нефтеносности (уточнён автором) пласта АС,'

—— - внутренний контур нефтеносности (уточнён автором) —-х— - внешний контур газоносности (уточнён автором) I 1- перспективная для бурения нефтегазоносная зона

Рис.6. Выкопировка из структурной карты по кровле пласта ACs2 Комарьинекого месторождения (В.С.Котов, 2009 г.)

предложено заложение куста скважин для эксплуатационного бурения, где извлекаемые запасы нефти пласта АС/ по оценке объёмным методом на основе трёхмерной модели составили 141 тыс.т.

По Таплорской площади Вачимского месторождения с использованием данных 2D сейсмических работ построена карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта АС9, в сводовой части под газовой шапкой выявлена нефтяная оторочка и запроектировано бурение горизонтальных скважин. Структурный план и характер насыщения объекта АС9 будет уточнён по результатам разбуривания нижележащей залежи среднеюрских отложений, которая совпадает в плане с рассматриваемым объектом.

Изучение особенностей коллекгорских свойств позволило разработать метод поиска не вовлечённых в разработку участков по интегральному параметру (l=Xhxpk) и выделить перспективные для проектирования ЗБС по объекту АС-/ Вачимского месторождения. Откартированный интегральный параметр I представляет собой сумму произведений толщины ячейки (h) и значения кажущегося сопротивления (р^) в ней. В области с наибольшими значениями Xhxpk запроектированы мероприятия по ЗБС с учётом накопленных отборов по пласту. Начальный прирост дебита нефти по двум скважинам составил 48 т/сут и 23 т/сут. До внедрения метода отбор от начальных извлекаемых запасов не превышал 6%, а проведённые ранее ГТМ неэффективны.

Эффективным инструментом, позволяющим значительно повысить коэффициент извлечения нефти, является проведение мероприятий по ЗБС на не вовлечённых в разработку участках, для обоснования которых используются усовершенствованные автором карты разработки и оперативные модели.

Для проектирования мероприятий по ЗБС на объектах АС8 и ЮС2 Вачимского месторождения, АС9 и ЮС2 Быстринского месторождения рекомендуется поиск канальных тел, поскольку наилучшие по ФЕС коллекторы связаны с аккумуляцией обломочного материала в руслах и протоках.

Накопленный опыт проектирования ЗБС показал, что оптимальным методом вскрытия ачимовских отложений пластов БС16.17, БС18.20 Быстринского месторождения и объекта ТК Рогожниковского месторождения является вовлечение максимального количества нефтенасыщенных прослоев коллектора, то есть скважина должна вскрывать максимальное количество продуктивных пропластков и образовывать единое гидродинамически связанное пространство, тогда приток будет наибольшим.

Объекты ЮС[ Северо-Юрьевского, АС? Вачимского, АС7, АСв и БС1 Быстринского, АС8 Комарьинского месторождений выдержаны по площади, поэтому важная роль отводится структурным построениям для точного проектирования точки входа в цель мероприятий по ЗБС. Для максимизации притока и увеличения времени работы с низкой обводнённостью необходима проводка ствола скважины как можно ближе к кровле коллектора.

На основании оперативного геолого-промыслового моделирования ведётся непрерывная работа по проектированию ГТМ на Быстринском, Вачимском, Комарьинском и Северо-Юрьевском месторождениях - запроектировано более 130 мероприятий по зарезке боковых стволов, 49 из которых реализовано (табл.1), а общий суточный прирост добычи нефти составил 1520 т.

Таблица 1

Пласт Месторождение Всего

Вачимское Быстшнское Севеио-Юоьевское Рогожниковское

ас7 3 6 9

АС, 2 4 б

АС, 12 5 17

БС, - 1 1

БС|*.17 - 1 2

ВС,,.» - 5 5

юс, 6 6

юс, 2 1 - 3

ТК,1 - - 1 1

Итого 19 23 6 49

Достоверность оперативных геолого-промысловых моделей, разработанных автором, подтверждена проведением ГТМ по ЗБС на Быстринском, Вачимском, Комарьинском, Рогожниковском и СевероЮрьевском месторождениях. Дальнейшие рекомендации по уточнению геологического строения Вачимского и Комарьинскго месторождений связаны с проведением объёмных сейсморазведочных исследований.

Заключение

По итогам выполненных исследований получены следующие результаты:

1. Предложен метод корректировки инклинометрии скважин.

2. Разработан метод гидропрослушивания в трещиноватых коллекторах с использования данных ГРП.

3. Определены перспективные участки для проведения доразведки пласта АС? Быстринского месторождения, пласта AQ> Комарьинского месторождения.

4. Обосновано эксплуатационное бурение в области расширения контура нефтеносносяи пласта ACg2 Комарьинского месторовдения и в подгазовой зоне пласта АС? Таплорской площади Вачимского месторождения.

5. Уточнена блоковая модель и структурный план объекта ТК Рогожниковского месторождения, которые определяют направление бурения.

6. На основе метода оперативного моделирования созданы геолого-промысловые модели объектов АС7, АС8, АС?, ЮСг Вачимского; АСу, АС8, AC?, BC¡, БС16.17, БС 18.20, ЮС2 Быстринского; ACg, АС9 Комарьинского; ЮС1 Северо-Юрьевского; ТК31 Рогожниковского месторождений и предложены мероприятия по ЗБС на основе дифференциации по интегральному параметру 5Ъхрь перфорации, гидропескоструйной перфорации, ограничению непроизводительной закачки, осуществляется внедрение и сопровождение предложенных мероприятий.

7. Рекомендовано проведение исследований объёмной сейсморазведки на Комарьинском и Вачимском месторождениях для уточнения строения. Статья, опубликованная в издании, рекомендованном ВАК:

1. В.С.Котов, Вл.С.Котов. Обработка данных инклинометрии при картоиостроеюш и геологическом моделировании. // Известия вузов. Нефть и газ.-Тюмень. 2010. - №1. - С.11-18. Статьи, о публикованные в других изданиях:

1. В.С.Котов. Обоснование фильтрационно-емкостной модели залежей нефти пластов ЮК2.;, Тр Рогожниковского месторождения по результатам эксплуатационного бурения. // Сборник докладов победителей XXVII научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут, Изд. Нефть Приобья, 2007. - С. 18-24.

2. В.С.Котов. Проектирование и сопровождение бурения боковых стволов на основе программных комплексов геологического моделирования.// Сборник докладов победителей XXIX научно-технической конференции молодых учёных и специалистов ОАО «Сургутнефтегаз». - Сургут, 2009. С.26-32.

3. В.С.Котов, В.В.Кулявцев, И.П.Попов. Рассмотрение возможности использования ГРП для проведения гидропрослушивания в коллекторах порово-кавернозно-трещшшого типа Рогожниковского месторождения. // Конференция студенческой академии наук. - Тюмень.2008. - С.32-37.

4. В.С.Котов. Обработка данных инклинометрии при картопостроении и геологическом моделировании. // IX конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО - Югры. - Новосибирск. 2009. - С.34-40.

Печать цифровая тираж 100 экз. Заказ №216 Отпечатано: ООО "Маяк" г. Тюмень, ул. Широтная 200

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Котов, Вячеслав Сергеевич

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РАЙОНА

ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика отложений.

1.2. Тектоническое строение.

1.3. Нефтегазоносность.

1.4. Литолого-петрофизическая характеристика продуктивных отложений.

2. СОСТОЯНИЕ И ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРЁХМЕРНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ МОДЕЛЕЙ.

2.1. Анализ практики построения геолого-технологических моделей для проектных документов.

2.2. Анализ практики оперативного моделирования.

2.3. Сравнительный анализ геолого—технологических и оперативных моделей.

3. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ.

3.1. Подготовка исходных данных для моделирования.

3.2. Применение данных сейсмических исследований.

3.3. Анализ керновых данных, геофизических исследований и испытаний скважин.

3.4. Корреляция каротажных данных.

3.5. Формирование принципиальной геологической модели.

3.6. Построение трёхмерной геологической модели.

3.7. Проверка качества трёхмерной геологической модели.

3.8. Обновление геологической модели.

4. УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

4.1. Уточнение геолого—промысловых моделей залежей.

4.2. Проектирование геолого-технических мероприятий по зарезке боковых стволов на основе оперативного моделирования.

4.3. Сопровождение проведения ГТМ на основе оперативного моделирования.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Уточнение геолого-промысловых моделей залежей нефти и газа при разработке месторождений"

Многолетнее освоение нефтяных и нефтегазовых ресурсов в Среднем Приобье Западной Сибири привело к резкому ухудшению структуры остаточных запасов. Преодоление или замедление снижения объёмов добычи связано с необходимостью широкого применения геолого-технических мероприятий (ГТМ), практической целью которых является освоение (иногда «точечное») не вовлечённых в разработку остаточных запасов путём зарезки боковых стволов, применения потокоотклоняющих технологий, а также совершенствования технологий вскрытия и освоения.

Всё это невозможно без более детального изучения действующих месторождений путём создания цифровых геолого-технологических моделей, позволяющих объективно прогнозировать морфологию коллекторов, их петрофизические и гидродинамические параметры в межскважинном пространстве. Устойчивость, а значит и достоверность, любой модели невозможна без использования всей совокупности методов геологической интерпретации промыслового объекта, а именно: седиментационного и литолого-фациального анализа, метода палеогеографических реконструкций, учёта вторичных процессов, контролирующих текущие петрофизические свойства коллекторов, и др. При всей традиционности эффективного применения методов на месторождениях Западной Сибири до сих пор не выработаны воспроизводимые методики их формализации для последующего использования в моделировании. Данная работа является попыткой решения ряда конкретных задач на пути создания цифровых моделей с использованием всех перечисленных выше знаний о месторождениях с учётом фактической промысловой информации по всему фонду скважин в режиме времени, близком к реальному.

Объектом исследований, в связи с этим, явились месторождения Сургутского и Красноленинского нефтегазоносных районов.

Цель работы заключается в уточнении геолого-промысловых моделей (ГПМ) разрабатываемых залежей с различными промысловыми, литолого-фациальными характеристиками. Выделение на их основе перспективных нефтегазоносных зон, не вовлечённых в разработку, проектирование и сопровождение проведения ГТМ, а также последующая оценка их эффективности.

Основными задачами исследований являются:

1. Разработка новой методики определения гидродинамической связи между скважинами и её количественная оценка.

2. Обоснование метода корректировки данных инклинометрии скважин.

3. Создание ГПМ залежей на основе комплексных исследований их геологического строения, истории разработки месторождений и текущих промыслово-геофизических параметров с применением метода оперативного геолого-промыслового моделирования.

4. Обоснование рекомендаций по повышению нефтеотдачи разрабатываемых месторождений на базе созданных цифровых моделей.

Методами решения поставленных задач являются прямые лабораторные, промыслово-геофизические, сейсмические, геохимические, гидродинамические, геолого-промысловые методы исследования, детерминистские и стохастические методы моделирования, а также анализ динамики технологических показателей разработки месторождений.

Научная новизна:

1. Обоснование метода оперативного геолого—промыслового моделирования залежей нефти.

2. Создание методики оценки гидродинамической связи между скважинами и оценки пьезопроводности коллекторов с трещинной ёмкостью на основе использования наблюдаемых параметров работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) в ближайшем окружении.

3. Разработка метода корректировки данных инклинометрии.

4. Уточнение метода поиска не вовлечённых в разработку участков (на примере коллекторов с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения).

В связи с эти основные защищаемые положения следующие:

1. Метод оперативного геолого-промыслового моделирования залежей нефти позволяет уточнять геологические модели пластов АС8" и АС9 Комарьинского, АС8 и АС9 Вачимского, АС7 и АС9 Быстринского месторождений, а также объекта ТК Рогожниковского месторождения;

2. Разработанный метод корректировки данных инклинометрии скважин повышает достоверность геолого—промысловых моделей.

3. Предложенная методика проведения гидропрослушивания позволяет установить гидродинамическую связь между скважинами и количественно оценить пьезопроводность.

4. Уточнение метода поиска подвижных не вовлечённых в разработку участков с низкими ФЕС пласта АС7 Вачимского месторождения позволяет проектировать эффективные ГТМ и повышать коэффициент извлечения нефти.

Личный вклад: разработка метода обработки данных инклинометрии скважин в целях уточнения координат пластопересечений, обоснование новой методики проведения гидропрослушивания, создание цифровых моделей рассмотренных в работе месторождений, планирование ГТМ по повышению нефтеотдачи и их сопровождение в период внедрения. Автором впервые создана концепция оперативного геолого-промыслового моделирования, применяемого для обоснования эксплуатационного бурения скважин Комарьинского (пласт АС8~) и Рогожниковского (объект ТК) месторождений, Таплорской площади (пласт АС9) Вачимского месторождения, а также при проектировании ГТМ на объекты Вачимского (АС7, АС8, АС9, ЮС2), Быстринского (АС7, АС8, АС9, БСЬ BCi6-i7> БС^о,

ЮС2), Рогожниковского (объект ТК), Северо-Юрьевского (ЮС]) и Комарьинского (ACg2 и АС9) месторождений.

Практическая значимость работы:

1. Уточнение геологических моделей и площадей нефтеносности объектов разработки Быстринского, Вачимского, Комарьинского и Рогожниковского месторождений на основе реализации предложенных методик.

2. Проектирование мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов, их внедрение и сопровождение в процессе проведения ГТМ, а также анализ эффективности по предложенным автором методикам.

Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы специалистами научно-исследовательских и проектных институтов, работниками производственных объединений при геолого-промысловом изучении залежей, а также в учебном процессе нефтегазовых вузов страны.

Апробация работы осуществлена на научно-технических конференциях и при публикации результатов исследований в научно-технической литературе. Материалы, положенные в основу настоящей работы, обсуждались автором на XXVII, XXVIII, XXIX и XXX научно-технических конференциях ОАО «Сургутнефтегаз» в 2007, 2008, 2009 и 2010 гг. (г.Сургут); VIII, IX, X конкурсах «Золотое будущее Югры» в номинации «Молодой учёный Югры» в 2007, 2008, 2009 гг. (г.Сургут, г.Ханты-Мансийск); IX конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры в 2009г. (г.Ханты-Мансийск); конференции студенческой академии наук ТюмГНГУ в 2008 г. (Тюмень).

По теме диссертации опубликовано 5 работ, в том числе одна в журнале «Известия ВУЗов. Нефть и газ», поименованного в списке ВАК РФ.

В основу диссертационной работы положен фактический материал, который явился результатом производственной и научной деятельности в НГДУ «Быстринскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» и Институте геологии и геоинформатики Тюменского государственного нефтегазового университета. Кроме личных исследований, непосредственного участия в промысловых экспериментах, освоении месторождений и обосновании ГТМ автором использованы данные ОАО «Сургутнефтегаз» по 32970 скважинам 20 разрабатываемых месторождений. Непосредственно геолого-промысловое моделирование осуществлялось на 5 разрабатываемых месторождениях с общим фондом 4086 скважин.

Работа состоит из введения, 4 глав и заключения общим объёмом в 147 страниц. Она включает 63 рисунка и 3 таблицы. Список литературных источников насчитывает 132 ссылки. Общий объём рукописи 157 страниц.

Диссертационная работа выполнена под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора кафедры промысловой геологии ТюмГНГУ И.П.Попова, которому автор выражает свою искреннюю признательность за постоянное внимание к работе.

Автор выражает искреннюю благодарность В.В.Кулявцеву, к.г— м.н. Т.А.Коровиной, Р.А.Ходченко, к.г-м.н. Е.В.Николаевой, А.Н.Шупте, д.г.-м.н., профессору А.М.Волкову, к.ф-м.н. В.А.Белкиной, д.г— м.н. профессору Г.П.Мясниковой, доценту Т.П.Усенко, А.П.Кондакову, д.г-м.н. профессору В.К.Федорцову, профессору Р.И.Медведскому, К.А.Костеневич, а также светлой памяти д.г-м.н., профессору

В.Г.Каналину| за ценные советы, консультации и обсуждение в разное время результатов исследований, критические замечания к работе.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Котов, Вячеслав Сергеевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По итогам выполненных исследований получены следующие результаты:

1. Основным проблемным вопросом, связанным с достоверностью исходной информации, которая используется геологом при моделировании залежей нефти и газа, проектировании и проведении ГТМ, является инклинометрия. Фактическое местоположение скважин отличается от текущего представления, основанного на данных замеров траекторий старыми приборами. Неточность инклинометрии выявлена в скважинах, пробуренных до 1998г., где замер траектории произведён прибором KIT или WN. В следствие этого существует проблема моделирования залежей нефти и газа, а также планирования ГТМ на основе некорректных определений пространственных координат целей ГТМ. По результатам анализа отходов пластопересечений 5924 скважин по замерам инклинометром и гироскопом выявлено, что 29% скважин с замером гироскопом отходят в плане от замеров инклинометром, проведённом при строительстве скважин более чем на 100м. По техническим причинам до продуктивного пласта повторные исследования инклинометрии не доведены в 26% всех повторных замеров инклинометрии гироскопом. В связи с этим возникает необходимость сшивки замеров инклинометрии.

На предприятиях РФ вопросы, связанные с достоверностью и корректировкой замеров инклинометрии, решаются различными способами, единая методика отсутствует. Автором рассмотрен существующий опыт корректировки исходной информации и предложены методы корректировки скважинных данных для уточнения модели залежей. Совмещение замеров инклинометрии предлагается проводить в несколько этапов: а) рассчитать значения угла и азимута старого замера инклинометрии на глубину последней точки записи гироскопа; б) произвести расчёт азимутальной и угловой поправки на глубину последней точки записи гироскопа; с) осуществить добавление предыдущей инклинометрии с учётом угловой и азимутальной поправки к последней точке замера гироскопом.

Стоит учитывать, что траектории разведочных скважин, записанные приборами КИТ, в областях наклона ствола до 3° считались абсолютно вертикальными (т.е. смещение забоя в плане 0). Накопленная ошибка в измерении абсолютной отметки пластопересечения может достигнуть 3— 4м при длине ствола скважины 2000м. Заниженные абсолютные отметки в разведочных скважинах выявлены при моделировании и проведении новых замеров траектории более точными приборами.

В результате внедрения разработанного методики корректировки данных инклинометрии устраняется несоответствие между координатами пластопересечений и становится возможным использовать короткую (но записанную более точным прибором) траекторию скважины в целях геологического моделирования.

2. При оценке проницаемости трещин в коллекторах трещиноватого типа определяющими являются данные ГДИ, поскольку оценка проницаемости трещин по ГИС затруднительна. Разработан метод использования данных ГРП для гидропрослушивания и решения задач нефтегазопромысловой геологии в коллекторах с трещинной ёмкостью. Он заключается в оценке времени, через которое возмущение, создаваемое при проведении ГРП, достигает соседних скважин. Для этого производится фиксация параметров работы соседних скважин. Возможность использования предлагаемого метода обуславливается хорошей гидродинамической связью. Возмущение при проведении гидропрослушивания в трещинном коллекторе доходит до скважины-приемника достаточно быстро.

Сильные репрессии от ГРП доходят сразу, либо на следующий день. Влияние "слабых" депрессий (таких как запуск/остановка скважин) можно заметить через период от 1 до 3 суток.

Предлагается использовать эффект влияния ГРП в дополнение к методам гидропрослушивания без отключения продуктивных скважин, анализировать данные и получать информацию как качественного характера - оценка наличия гидродинамической связи, так и количественного — возможность оценить коэффициент пьезопроводности.

3. По результатам геолого-промыслового моделирования обоснованы перспективные участки для проведения доразведки пласта АС7 Быстринского месторождения, выявлена зона расширения контура нефтеносности пласта в юго-западной части в сторону Солкинского месторождения, на основании чего принято решение о переиспытании скважины 1117 Солкинского месторождения. Выделенные области расширения контуров нефтеносности в западной части Быстринского месторождения были успешно опробованы зарезкой боковых стволов, запланировано бурение трёх кустов скважин.

4. На основе фациального анализа уточнена геологическая модель пласта АС9 Комарьинского месторождения, обоснован внешний контур газоносности на северной части месторождения, запланированы мероприятия по увеличению нефтеотдачи пласта. Определена перспективная для доразведки северная часть пласта АС9 Комарьинского месторождения, которая может соединяться с залежью Лянторского месторождения. В целях уточнения геологического строения объекта рекомендуется проведение 3D сейсморазведочных работ.

5. Уточнение седиментационной модели залежи пласта ACs" Комарьинского месторождения позволило построить цифровую геологическую модель, обосновать эксплуатационное бурение в зоне расширения контура нефтеносности в юго-восточной части месторождения, где перспективы оценены в 140 тыс.тонн извлекаемых запасов нефти. Предложены мероприятия по зарезке боковых стволов, перфорации, гидропескоструйной перфорации, ограничению непроизводительной закачки в залежь АС9 Комарьинского месторождения.

6. Исследование залежи пласта АС9 Таплорской площади Вачимского месторождения позволило выявить запасы нефти в подгазовой зоне пласта. На основании полученных данных размещено шесть горизонтальных скважин, а бурение будет осуществлено после уточнения структурного плана залежи по результатам разбуривания нижележащего объекта ЮС2.

7. Уточнено блоковое строение Рогожниковского месторождения на основе применения сейсмических 3D исследований. Проведение атрибутного сейсмического анализа позволило выделить поверхности разломов, разбивающих всё месторождение по выдержанным направлениям СЗ-ЮВ и ЮВ-СВ. На основании наличия структурных поднятий, близости выделенных разломных зон, анализа результатов испытаний разведочных скважин и эксплуатационного бурения определяется текущее направление разбуривания объекта ТК.

8. Обоснована методика оперативного моделирования, основанная на применении концепции параллельного планирования и системного мышления. Ключевым принципом является концентрация на процессе в целом, а не на составных частях. Процесс оперативного геолого— промыслового моделирования заключается в создании адресной геологической и/или фильтрационной модели с достаточным количеством свойств и параметров, направленный на решение поставленной производственной задачи в рамках имеющихся ресурсов и в короткие сроки. Оперативность достигается ограничением границ и необходимых параметров моделирования для решения конкретной задачи, а также отсутствием необходимости представления результатов по строгой форме отчётности.

9. Оперативное моделирование пласта АС7 Вачимского месторождения с низкими ФЕС позволило выдать рекомендации по зарезке боковых стволов в коллекторах на основе дифференциации по интегральному параметру. Внедрение ГТМ подтвердило высокую эффективность, начальный дебит нефти скважины 3152 составил 48т/сут.

10. На основе оперативного моделирования ведётся проектирование и сопровождение ГТМ по зарезке боковых на залежах АС7, ACg, АС9 и ЮС2 Вачимского месторождения, пластах АС7, ACg, АС9, БСЬ БС 16-17? БС]8-2о и ЮС2 Быстринского месторождения, объектах ЮС[ Северо-Юрьевского месторождения и Тр3(1) Рогожниковского месторождения. В рамках работы проведено 98 мероприятий по зарезке боковых стволов, что позволило получить начальный прирост 3071тонн нефти/сутки.

11. Рекомендовано проведение исследований объёмной сейсморазведки на Комарьинском и Вачимском месторождениях для уточнения строения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Котов, Вячеслав Сергеевич, Тюмень

1. Авербух А.Г. Методика интерпретации данных сейсморазведки при интегрированном изучении нефтегазовых резервуаров//Геофизика. — М. — 1998. -№1. -С.13-19.

2. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. М.: "Издательство "Спектр". - 2008. -384с.

3. Ампилов Ю.П. Поглощение и рассеяние сейсмических волн в неоднородных средах. М.: Недра. - 1992. - 160с.

4. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины./Под ред. И.И. Нестерова -Тюмень: ЗапСибНИГНИ. 1976. - 26с.

5. Батурин Ю.Е. Создание методических основ проектирования рациональных систем разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, Тюмень. — 1987. — 355с.

6. Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Закревский К.Е. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири// Геология нефти и газа. №4. - 2000. - С. 15-24.

7. Билибин СИ. Технология построения цифровых геологических моделей нефтяных месторождений по данным ГИС с помощью современных технических средств (на примере пакета Tigress). Материалы конференции SPWLA, 1998, www. petrogloss. narod. ru.

8. Бембель P.M. Высокоразрешающая объёмная сейсморазведка. -Новосибирск: Наука. Сиб.отделение. 1991. - 152с.

9. Бембель P.M., Мегеря В.М., Бембель С.Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. Тюмень: «Вектор Бук». — 2003. 344 с.

10. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М.: Недра. 1980. - 266с.

11. Буш А.Д. Стратиграфические ловушки в песчаниках. М.: Мир, 1977.- 278с.

12. Белоусов B.C. Нефтегазовая промышленность. Самоучитель по основным процессам и англо-русской терминологии. М.: Техинпут. — 2004.-399с.

13. Ван дер Варден Б.Л. Математическая статистика (в переводе с немецкого под редакцией Смирнова Н.В.). М.: Издательство иностранной литературы. - 1960. - 435с.

14. Ванин В.А., Морозова Е.А. (ООО ТННЦ), Ванисов В.М. (ЗАО ЗапСибЮг).Строение и прогноз нефтеносности доюрских образований каменной площади. Тюмень//Вестник недропользователя ХМАО. 2008. -№19. - С.28—36.

15. Венделыдтейн Б.Ю. Исследование разрезов нефтяных скважин методом собственных потенциалов. — М.: Недра. — 1966. — 251с.

16. Волкова М.С. О построении четырехугольной нерегулярной сетки с учетом модели разломов в задачах геологического моделирования. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2006. — №1. — С.26-34.

17. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. М.: Гостоптехиздат. - 1963. - 65с.

18. Гаврилов С.С., Славкин B.C., Френкель С.М. Использование данных сейсморазведки при трехмерном геологическом моделировании (на примере месторождений Западной Сибири).//Геология нефти и газа. — 2006. -№5- С. 11-19.

19. Гаттенбергер Ю.П. Влияние изменений плотности нефти на положение водонефтяного контакта и смещение залежей// Геология нефти и газа. 1972. - №9. - С. 18-28.

20. Геологический словарь. М.: «Недра». Т. 1,2. — 1978. 292с.

21. Гери М., Мак-Афи Р. Мл., Вульф К. Толковый словарь английских геологических терминов (в переводе под редакцией Зоненшайна Л.П.).Т. 1,2,3. М.: Мир. - 1977. - 389с.

22. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М.: Наука. 1975. — 266с.

23. Гликман А.Г., Физика и практика спектральной сейсморазведки. М.: Наука. 1994. - 273с.

24. Гликман А.Г. Методологические аспекты применения сейсморазведки.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. -№ 10. - С. 19-26.

25. Гликман А.Г. О физических принципах спектральной сейсморазведки.// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1998. - № 12. - С. 17-25.

26. Гогоненков Г.Н., Кашик А.С, Тимурзиев А.И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири//Геология нефти и газа. 2007. — №3. — С.36-44.

27. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов (перевод с английского под редакцией А.Г.Ковалева). М: Недра. - 1986. - 608с.

28. Гурари Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ неокомских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений). Новосибирск: СНИИГГиМС. 2003. — 141с.

29. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985.-256с.

30. Дафф П., Хэллем А., Уолтон Э. Цикличность осадконакопления. М.: Мир. 1971. - 293с.

31. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. М.: EAGE. - 2002. - 296с.

32. Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология М.: Недра. -1982.-387с.

33. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование. М.: ИПЦ "Маска".-2009-376с.

34. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D моделей. М., изд-во «ИПЦ «МАСКА». 2008. - 265с.

35. Золоева Г.М., Денисов СБ., Билибин СИ. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. М.: Нефть и газ. — 2005.-366с.

36. Зубков М.Ю., Бондаренко П.М. Прогноз зон вторичной трещиноватости на основе данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования//Геология нефти и газа. 1999. - №11. - С.39-46.

37. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: 2005.-385с.

38. Итенберг С.С. Нефтепромысловая геофизика для геологов. -М.: Гостоптехиздат. 1957. - 377с.

39. Кавун М.М., Степанов А.В., Ставинский П.В. Прогнозирование эффективных толщин в межскважинном пространстве: методология, тенденции, оценка результатов//Геофизика. 2008. - №4. - С.51-59.

40. Кавун М.М., Степанов А.В., Истомин СБ. Некоторые практические аспекты анализа межфлюидных контактов при геологическом моделировании залежей нефти и газа//Геофизика. 2007. -№4. - С.40-47.

41. Каналин В.Г. Интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений. — М.: Недра — 1984. -279с.

42. Каналин В.Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Инфра — Инженерия. -2005.-371с.

43. Капутин Ю.Е. Горные компьютерные технологии и геостатистика. СПб.: Недра. 2002. - 245с.

44. Карогодин Ю.Н. Седиментационная цикличность. М.: Недра, 1980.-242 с.

45. Ковалевский Е.В., Гогоненков Г.Н., Перепечкин М.В. Автоматическая корреляция скважин на основе формализации неопределенности//Материалы международной конференция геофизиков и геологов. Тюмень. - 2007. - 51-58с.

46. Козлов М.В., Прохоров А.В. введение в математическую статистику. М.: МГУ. - 1987. - 264с.

47. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К., Сурков B.C., Трофимук А.А., Эрвье Ю.Г. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра.-1975.-679с.

48. Коркунов В.В. Создание цифровой базы потенциальных полей и построение карт результатов их трансформации по центральным и восточным районам Западной Сибири. 2000. — 232с.

49. Корнев В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмогеологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). Тюмень: ТюмГНГУ. 2000. - 374 с.

50. Косентино JI. Системные подходы к изучению пластов. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика". - 2007. - 400с.

51. Котяхов Ф.И. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамическим данным. М.: Недра. - 1975. - 249с.

52. Крапивнер Р.Б. Бескорневые неотектонические структуры. М.: Недра. 1986.-311с.

53. Криночкин В.Г., Голубева Е.А., Кармаезких М.В. Триасовый сейсмокомплекс Среднего Приобья/ТГеофизика, специальный выпуск к 50-летию «Ханты-Мансийск Геофизика». 2001 г. - С.73-74.

54. Кузнецов В.И. Элементы объёмной (3D) сейсморазведки: Учебное пособие для студентов вузов. — Тюмень: Тюмень. 2004. — 272с.

55. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлов Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. — М.: Недра. 1994.-250с.

56. Кулахметов Н.Х., Кислухин В.И., Зининберг П.Я. Литолого-фациальное районирование верхней юры севера Западной Сибири как оценка основы нефтегазоносности./Геология и оценка нефтегазового потенциала Западной Сибири. М.: Наук. - 1994. - С. 59-72.

57. Кушнарёв И.П. Методы изучения разрывных нарушений. М., Недра.- 1977.-215с.

58. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука. — 1997. — 294с.

59. Левянт В.Б. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на разых этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. отв.исполнитель Москва. - 2000. - 35с.

60. Левянт В.Б., Ампилова Ю.П., Глоговский В.М., Колесов В.В., М.Б.Коростышевский, Птецов С.Н. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2D, 3D) для подсчёта запасов нефти и газа. Москва. - 2006. - 40с.

61. Лидер М.Р. Седиментология. М.: Мир. 1986. - 431с.

62. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. — М: Недра. — 1975. 175с.

63. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Изд-во «Путиведь», Екатеринбург. 2000. — 208с.

64. Мангазеев В.П., Белозеров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов А.В. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора//Нефтяное хозяйство.- 2006. -№5.-С.61-69.

65. Матерон Ж. Основы прикладной геостатистики. М.: Наука. — 1968.-254с.

66. Минликаев В.З., Солдаткин А.В. Разработка методических приемов, улучшающих качество и достоверность геолого-цифровой модели, при работе с ПО RMS. «БашНИПИнефть». Материалы III российской конференции пользователей компании Роксар. — 2002. С.15— 21.

67. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 89с.

68. Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений», РД 153-39.0109-01, Москва. 2002. - 154с.

69. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Часть 1. Геологические модели. М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. -256с.

70. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра. - 1996. - 341 с.

71. Молокович Ю.М. и др. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. — Казань: Регенть. — 2000. — 156с.

72. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. JL: Недра. — 1984. — 260 с.

73. Мясникова Г.П. и др.Геологическое строение и перспективы нефтегазоносности доюрских отложений территории ХМАО// Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО /Восьмая научно-практическая конференция Ханты-Мансийск - 2005 - Т. 1.- С. 148-163.

74. Нежданов А.А., Пономарев В.А., Туренков Н.А., Горбунов С.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири. М.: Изд. Академии горных наук. - 2000. - 247 с.

75. Парначев СВ. Основы сиквенс-стратиграфии. Учебное пособие. Томск. 2003. - 274с.

76. Петтиджон Ф., Поттер П., Сивер Р. Пески и песчаники. Пер. с англ. М.: Мир. 1976. - 535с.

77. Пинус О.В., Пайразян К.В. Особенности геологического моделирования продуктивных пластов флювиального происхождения//Геология нефти и газа. 2008. - №1. - С.56-65.

78. Подсчет запасов нефти, газа и содержащихся в них компонентов. Справочник. Под ред. В.В. Стасенкова, И.С. Гутмана. М.: Недра. 1989.-268с.

79. Региональная стратиграфическая схема палеозойских образования Западно-Сибирской равнины (под редакцией Краснова В.И.), Новосибирск, 1999.

80. Регламент по созданию постоянно действующих геолого— технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Минтопэнерго. - 2000 г. - 254с.

81. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. /Авт.: Б.Г. Башиев, В.В. Исайчев, С.В. Кожакин и др. М: Недра. - 1978. -244с.

82. Рединг Х.Г. и др. Обстановки осадконакопления и фации. М.: Мир. 1990. - Т. 1, 2. - 736с.

83. Рейнек Г.Э., Сингх И.Б. Обстановки терригенного осадконакопления. М.: Недра. 1981. - 366с.

84. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003. — Новосибирск: СНИИГГиМС. 2004. - 114 е., прил. 3 на 31 листе.

85. Рожков Г.Ф. Геологическая интерпретация гранулометрических параметров по данным дробного ситового анализа. Гранулометрический анализ в геологии. М. ГИ АН СССР - 1978. - 354с.

86. Романовский С.И. Динамические режимы осадконакопления. Циклогенез. JL: Недра. - 1985. - 263с.

87. Сейсмическая стратиграфия: использование при поисках и разведке нефти и газа. М.: Мир. 1982. - 266с.

88. Селеменев СИ., Васильев А. А., Колесова М.П., Шекян А.Ю.Интегрированный подход к оценке возможностей разработки сложно-построенных низкопроницаемых коллекторов. SPE 117084. -2008. -241с.

89. Селли Р.К. Древние обстановки осадконакопления. М.: Недра. 1989.-297с.

90. Справочник по нефтепромысловой геологии. Под ред. Н.Е. Быкова, М.И. Максимова, А .Я. Фурсова. М.: Недра, 1981. 214с.

91. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности. /Ред. Н.Н. Ростовцев М.: Недра. 1968.-215 с.

92. Судо P.M. Гидрогеология нефтяных месторождений центральной части Западной Сибири в естественных условиях и при разработке. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М. 2007. - 31с.

93. Фролов В.Т. Генетическая типизация морских отложений. М.: Недра, 1984.-222 с.

94. Хаин В.Е. Общая геотектоника. М.: Недра. - 1964. - 479 с.

95. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. — М.: Недра. 1969. - 368с.

96. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра. - 1976.-295с.

97. Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра. - 1973. - 368с.

98. Ханин А. А. Остаточная вода в коллекторах. — М.: Гостоптехиздат. 1963. - 208с.

99. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов, JL: Недра. 1991. - 279с.

100. Хромова И.Ю. Технология построения цифровой сейсмогеологической модели. МГУ. 2006. - 266с.

101. Хэллем А. Интерпретация фаций и стратиграфическая последовательность. М.: Мир. - 1983. - 328 с.

102. Шагиев Р.Г. Исследования скважин по KB Д. М.: Наука. — 1998. - 145с.

103. Шацкий А.В. Имитационное гидропрослушивание и трехмерные гидродинамические модели//Тезисы докладов VIII конференции ЗАО «Пангея». М. 2007. - С.23-34.

104. Шаяхметов Р. А., Абабков К.В. Учет локальной неоднородности при геологическом моделировании многозалежных пластов//Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2007. -С. 12-23.

105. Шлезингер А.Е. Региональная сейсмостратиграфия. М.: Научный мир. 1998. - 379с.

106. Шустер B.JI. и др. Нефтегазоносность фундамента (проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов).— М — 2003 — 175 с.

107. Эланский М.М. Единая теоретическая модель проницаемости продуктивных отложений с межгранулярным типом пустот. — М.: // Геофизика. 2001. - №6 - С.28-37.

108. Deutch C.V. Geostatistical reservoir modelling. Oxford University Press, 2002.-35 lp.

109. Zain N.M., Khalifa M.A., Stanley RJ. Linking sequence stratigraphy, depositional environment and sedimentary facies to model the sandstone 3D architecture within Paleozoic clastic reservoirs, Saudi Arabia. SPE113733.- 2008. 146p.

110. Peter R. Rose. Risk analysis and management of petroleum exploration ventures., AAPG methods in exploration series. 2003. - №12. — p.23-36.б. Фондовая

111. Батурин А.Ю. Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки Рогожниковского месторождения. ТО СургутНИПИнефть. 2005. - 431с.

112. Макаров А.В. Авторский надзор за реализацией действующих проектных документов на разработку Вачимского месторождения. ТО СургутНИПИнефть. 2009. - 404с.

113. Макаров А.В. Авторский надзор за реализацией дополнения к технологической схеме разработки Северо-Юрьевского месторождения. ТО СургутНИПИнефть. 2009. - 272с.разработки Комарьинского месторождения. ТО СургутНЙПИнефть. -2008.-218с.

114. Петрушин В. А. Анализ разработки Быстринского месторождения. ТО СургутНИПИнефть. 2004. - 568с.

115. Хафизов Ф.З., Касаткин В.Е. Пересчёт запасов нефти, растворённого газа, газа газовой шапки и конденсата и ТЭО КИН Быстринского нефтегазоконденсатного месторождения. ГП "НАД РН им.В .И.Шпильмана". 2008г. - 7443с.