image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 2 2016

Геология

01.02.2016 10:00 Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта
Статья посвящена изучению, описанию и экспериментальному подтверждению эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Основой решения практически всех геологических задач являются модели, а наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. При этом на модели нефтегазонасыщения в сильной степени основано решение эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа, определяющей значение коэффициента извлечения нефти (КИН). Существует несколько способов интерполяции куба нефтегазонасыщенности, однако ни один из этих методов не учитывает закономерности изменения коэффициента нефтегазонасыщенности в переходной зоне. В статье рассматривается метод моделирования нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта с учетом переходной зоны на примере одного из месторождений Западной Сибири. Предложенная методика построения куба насыщения состоит из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, а на втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения. Учет переходной зоны залежей, как показано в статье, позволяет более достоверно отразить условия осадконакопления, обосновать геометрию переходной водонефтяной зоны и в конечном итоге создать более адекватную и точную модель насыщения. Кроме того, предложенная в работе методика позволяет спрогнозировать значения насыщения на тех участках разреза, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин, а также в некоторых участках в переходной зоне, где определение нефтенасыщенности по общепринятым методикам затруднительно.
Ключевые слова: геологическая модель, нефтенасыщенность, обстановка осадконакопления, водонефтяной контакт, зеркало чистой воды, переходная водонефтяная зона, капиллярное давление.
Ссылка для цитирования: Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 51–57.
Открыть PDF


УДК 553.982.2

Я.О. Антипин1, e-mail :AntipinYO@zsniigg.ru; В.А. Белкина1, e-mail: Belkina@tsogu.ru

1 Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия).

Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта

Статья посвящена изучению, описанию и экспериментальному подтверждению эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Основой решения практически всех геологических задач являются модели, а наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. При этом на модели нефтегазонасыщения в сильной степени основано решение эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа, определяющей значение коэффициента извлечения нефти (КИН). Существует несколько способов интерполяции куба нефтегазонасыщенности, однако ни один из этих методов не учитывает закономерности изменения коэффициента нефтегазонасыщенности в переходной зоне. В статье рассматривается метод моделирования нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта с учетом переходной зоны на примере одного из месторождений Западной Сибири. Предложенная методика построения куба насыщения состоит из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, а на втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения. Учет переходной зоны залежей, как показано в статье, позволяет более достоверно отразить условия осадконакопления, обосновать геометрию переходной водонефтяной зоны и в конечном итоге создать более адекватную и точную модель насыщения. Кроме того, предложенная в работе методика позволяет спрогнозировать значения насыщения на тех участках разреза, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин, а также в некоторых участках в переходной зоне, где определение нефтенасыщенности по общепринятым методикам затруднительно.

Ключевые слова: геологическая модель, нефтенасыщенность, обстановка осадконакопления, водонефтяной контакт, зеркало чистой воды, переходная водонефтяная зона, капиллярное давление.

Y.O. Antipin1, e-mail :AntipinYO@zsniigg.ru; V.A. Belkina1, e-mail: Belkina@tsogu.ru

1 Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia).

Modeling oil saturation of polymict reservoir deposit using the J-function Leverett

The article is devoted to documentation, research, and experimental confirmation of the effectiveness of the method of simulation of oil saturation of reservoir deposit with the use of a priori information in the form of J-function Leverett. The basis for the solution of nearly all geological problems are models, and the most difficult and least developed part of the modeling process still remains interpolation the parameter saturation. On the model of the petroleum saturation based solution for effective management of development of oil and gas, determining the value of oil recovery factor. There are several ways of interpolation of the parameter oil and gas saturation determination, however, none of these methods does not account for the regularities of change of ratio of oil and gas saturation determination in the transition water-oil zone. The article discusses a method of modeling oil saturation using J-function Leverett with regard to the transition water-oil zone on the example of one of the fields in Western Siberia. The technique of construction of parameter saturation consists of two stages. The first phase rebuilt the geometry model water-oil transition zone, and the second, by interpolation based water-oil transition zones and with the involvement of the indirect information: one-dimensional vertical trend of J-Leverett function calculates the parameter of saturation. Accounting transition water-oil zone deposits, as shown in the article, allows to more accurately reflect the settings of sedimentation, to justify the geometry of transition oil-water zone and, ultimately, to create a more adequate and accurate model of the saturation. In addition, the proposed method allows predicting the values of saturation in those parts of the section where the definition of the coefficient of saturation is difficult for a number of reasons, and in some areas in the transition water-oil zone where the oil saturation determination by conventional methods is difficult.

Keywords: the geological model, oil saturation, setting of sedimentation, oil-water contact, the surface of pure water, transition zone water-oil, capillary pressure.

Ссылка для цитирования (for references):
Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. No 2. С. 51–57.
Antipin Y.O., Belkina V.A. Modeling oil saturation of polymict reservoir deposit using the J-function Leverett (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2. P. 51–57.

Основой решения практически всех геологических задач являются модели, представляющие концентрированное отражение строения месторождений. Это предъявляет высокие требования к детальности и точности моделей. Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений углеводородов, состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. В связи со сказанным актуальной является задача построения трехмерных геологических моделей (ГМ), учитывающих весь объем геолого-
геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, к тому же неравномерно распределенной по площади и разрезу. Точность ГМ позволяет заметно повысить привлечение косвенной и априорной информации различных видов.

Несмотря на довольно большое число работ по указанной проблеме, до сих пор актуальной является проблема усовершенствования методической базы создания геологических моделей с использованием различных видов знаний и геологических закономерностей.

Наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. В то же время на модели нефтегазонасыщения в сильной степени основано решение эффективного управления разработкой месторождений нефти и газа, определяющей значение КИН.

Целью данной работы является изучение, описание и экспериментальное подтверждение эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Задача решается на основе трехмерной геологической модели пласта БУ162 месторождения «У», созданной авторами статьи [1].

Месторождение «У» находится в северной части Западно-Сибирской равнины в бассейне р. Пур. В физико-географическом отношении месторождение располагается в Уренгойском нефтегазоносном районе Надым-Пурской нефтегазоносной области на границе двух типов морфоструктур: Пурской низменности и Ненецкой возвышенности. Всего на рассматриваемом участке пробурено 214 скважин. В геологическом строении месторождения принимают участие породы фундамента, представленные допалеозойскими и палеозойскими метаморфическими породами и отложениями платформенного чехла, сложенными полифациальными терригенными песчано-глинисто-алевролитовыми породами палеозойского и мезозойско-кайнозойского возрастов.

Продуктивный пласт БУ162 развит в песчаных фациях по восточному склону в пределах месторождения. С юга на север выделены изолированные песчаные водоносные и продуктивные тела. Отложения пласта формировались в разных условиях осадконакопления, на что указывают текстурные и структурные особенности пород по результатам проведенных региональных работ и лабораторных исследований кернового материала. Отложения верхней и средней частей пласта характеризуются биотурбированными песчаниками и алевролитами, с прослоями пологонаклонно-слойчатых песчаников. Накопление их, по-видимому, происходило в верхней и нижней частях продельтового склона (по данным принятого подсчета запасов месторождения «У»).

По литологическому составу коллекторы относятся к типу полимиктовых (терригенных). Полимиктовые коллекторы как изучаемого месторождения, так и практически всех месторождений Западной Сибири характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-
емкостных свойств. Высокая глинистость и низкая проницаемость полимиктовых коллекторов предопределяют сложность строения углеводородной залежи и ее переходной зоны как по разрезу, так и по латерали.

Подсчет запасов нефтяного месторождения базируется на оценке объема порового пространства коллекторов и модели насыщения. Для нахождения оценки коэффициента нефтенасыщения (kн) требуется информация о зависимости kн от высоты залежи над уровнем водонефтяного контакта (ВНК), а также о значениях капиллярных сил в пористых средах [2].

Существует несколько способов интерполяции куба нефтегазонасыщенности (Кн,г.) для ячеек-коллекторов выше поверхности ВНК либо зеркала чистой воды (ЗЧВ):

1) задание Кн,г выше ВНК одним числом (константой);

2) горизонтальная интерполяция значений Кн,г в скважинах;

3) послойная (стратиграфическая) интерполяция значений Кн,г в скважинах;

4) послойная интерполяция с использованием куба пористости (Кп) и зависимостей между пористостью и насыщенностью Кн,г=F(Кп).

Однако ни один из этих методов не учитывает закономерности изменения Кн,г в переходной зоне. Известны месторождения, в которых основные запасы углеводородов приурочены к зонам двухфазного насыщения, получившим название переходных. При испытании и эксплуатации нефтяных пластов из переходных зон получают притоки нефти с водой или воды с пленкой нефти [3].

Переходная водонефтяная зона – это ограниченная водонефтяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у зеркала чистой воды до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны для месторождений Западной Сибири колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Поскольку свойства коллекторов меняются по площади и высоте залежи, то в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенностью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти – от подвижности только водной фазы в нижней части залежи до подвижности только нефти в верхней части [4].

Зоны с двухфазными притоками занимают значительную часть нефтеносных площадей. Так, на месторождениях Урало-Поволжья балансовые запасы нефти переходных зон составляют более 30% общих запасов. В Западной Сибири обширные площади нефтяных зон выявлены на многих крупных, средних и мелких месторождениях. По данным В.П. Санина, Ю.А. Чикишева и других исследователей, только для горизонта БВ8 Мегионского месторождения Западной Сибири извлекаемые запасы нефти в зоне двухфазного насыщения составляют 75% от запасов остальной нефтенасыщенной части этого пласта.

Вопрос о необходимости учета запасов нефти в переходных водонефтяных зонах месторождений Западной Сибири как объектах возможной эксплуатации возник в 1975 г. (В.П. Санин, Ю.А. Чикишев, Ю.А. Ковальчук, Н.Д. Евко и др.).
В то время предложение западносибирских ученых не нашло широкой поддержки у геологов и нефтяников. Одна из причин недостаточного внимания к этому предложению со стороны специалистов была связана с отсутствием методических и технологических разработок по вопросу изучения залежей с двухфазным насыщением нефтью и водой.

В настоящее время, когда в нефтяной промышленности наблюдается падение добычи нефти, в эксплуатацию вводятся новые месторождения с меньшими запасами нефти и газа, но более сложными по строению, необходимость учета запасов нефти в зонах с двухфазным насыщением и их эксплуатация становятся наиболее актуальными.

Надежность оценки запасов нефти в переходных зонах во многом зависит от достоверного определения их границ по высоте залежей, что, в свою очередь, связано с разделением коллекторов по характеру насыщенности [3].

В настоящее время при создании трехмерных моделей насыщения используются зависимости изменения нефтенасыщенности коллекторов как функции удаленности от ВНК или ЗЧВ для различных классов коллекторов, разделенных по фильтрационно-емкостным свойствам, и также модели переходных зон [5]:

1) расчет куба Кн,г (Кв) с использованием одной зависимости: величины Кв от удаленности ячейки от поверхности ВНК ΔН–Кв=F(ΔН). Этот метод фактически предполагает однородность строения залежи по ФЕС по латерали и одинаковую высоту переходной зоны. Поэтому он дает значимые погрешности для пластов с неоднородным (литологическим и поровым) строением по площади;

2) моделирование залежей пластов неоднородного строения с гидрофильными коллекторами, в основном расположенных в зоне непредельного насыщения, с использованием зависимостей Кн,г=F(Кп, ΔН), то есть модели переходной зоны. Этот способ учитывает зависимость распределения насыщенности в резервуаре не только по высоте, но и от фильтрационно-емкостных свойств коллекторов при установлении капиллярно-гравитационного равновесия (КГР).

Как известно, kн=1–kв. На характер водонасыщенности и нефтенасыщенности большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Распределение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше – в малопроницаемых породах. Строго говоря, более корректно построение зависимостей изменения водонасыщенности от ВНК или ЗЧВ от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра

,

как это делается при расчете функции Леверетта [6]. J-функция Леверетта позволяет обобщить значения капиллярного давления по пробам с различными значениями пористости и проницаемости:

,                                    (1)

где J – J-функция Леверетта; Pc – капиллярное давление, 105 Па; kпр – коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2; kп – коэффициент пористости, %;  – поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода, мДж/м2;  – угол смачиваемости, град.

В основе метода оценки распределения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление (Pc) – это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует процесс фильтрации углеводородов в пористой среде и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов:

Pc=2.cos/rt                              (2)

где  – поверхностное натяжение, мДж/м2; rt – радиус порового канала, м;  – угол смачиваемости, град. Из анализа уравнения (2) следует вывод, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости [7].

С другой стороны, капиллярное давление зависит от высоты над ЗЧВ, и эта зависимость имеет такой вид:

Pc=(w – hc).0.098.ΔН                        (3)

где w – плотность пластовой воды, кг/м3; hc – плотность нефти, кг/м3; 0,098 – градиент давления пресной воды, 105 Па/м; ΔН – высота над ЗЧВ, м [8].

Исходными данными для расчета насыщенности пород по описанной методике являются данные капиллярометрических исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [9].

По данным 102 проб керна в восьми скважинах месторождения «У» была построена J-функция для пласта БУ162 (рис. 1).

При построении трехмерных геологических моделей с учетом переходных зон для согласования геологических и гидродинамических расчетов нефтенасыщенность должна быть рассчитана не до уровня геологического ВНК, а до ЗЧВ с постепенным уменьшением kн от kнгр до 0, где kнгр – граничное значение kн на ВНК. Поэтому при создании таких моделей наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ. Принятым в подсчете запасов граничным значением коэффициента водонасыщенности (kв) в исследуемых пластах, соответствующим ВНК, является значение kв=0,82 д.ед. Тогда значение J-функции, вычисленное по полученной зависимости, равно J=0,19. На следующем шаге была проанализирована изменчивость kп по латерали в нижнем слое ячеек над ВНК. Значения коэффициента пористости в пределах указанного слоя ячеек изучаемого пласта изменяется от kп=11,2 до kп=17,8%, то есть изменчивость kп значима. Это указывает на то, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а значит, и толщина переходной зоны не постоянна. Учет этого факта в модели насыщения повысит ее точность. По зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, принятой в подсчете запасов месторождения «У», находится диапазон изменения значений проницаемости: от kпр=0,12.10-3 до kпр=251,74.10-3 мкм2. Используя формулу (1) для расчета значения капиллярного давления по известным значениям J-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость), определяются пределы изменения капиллярного давления от Pc=0,02.105 до Pc=0,25.105 Па. Как известно, значение капиллярного давления зависит от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для данного диапазона Pc и фиксированных значений плотности пластовой воды и нефти изменяется от 1 до 16 м. Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять, на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи, то есть толщину переходной водонефтяной зоны (рис. 2, 3).

Из анализа карты толщин переходной водонефтяной зоны (рис. 2) и трехмерной модели ВНК и ЗЧВ (рис. 3) делаем выводы о том, что диапазон изменения глубины ЗЧВ действительно существенен, причем он в сильной степени зависит как от эквивалентного радиусу поровых каналов параметра

,

так и от коэффициента пористости kп (рис. 4). То есть в зонах с высокими значениями kп нефтенасыщенных коллекторов залежи пласта БУ162 толщина переходной зоны наименьшая, а в зонах с низкими значениями kп – соответственно, наибольшая. Для построения регрессивной зависимости толщины переходной зоны ΔН (hпз) от kп в залежи пласта БУ162 (рис. 4) использовались массивы данных, интерполированных в трехмерных кубах параметров hпз и kп.

Алгоритм построения модели насыщения с учетом геометрии переходной зоны имеет такой вид. Зная высоту над зеркалом чистой воды, рассчитываем капиллярное давление в системе «нефть – вода». Зная капиллярное давление в системе «нефть – вода» и фильтрационно-емкостные свойства породы, рассчитываем значение J-фунции. По зависимости J=f(kв) (рис. 1) рассчитываем значение водонасыщенности, а затем нефтенасыщенности [8].

Куб нефтенасыщенности пласта БУ162 проинтерполирован с использованием в качестве одномерного тренда зависимости J-функции Леверетта, построенной по данным капиллярометрических исследований. Такая методика построения Кн позволяет учесть зависимость насыщенности от строения порового пространства породы и уровня ЗЧВ, то есть учесть переходную водонефтяную зону.

Сопоставление значений коэффициента нефтенасыщенности kн по данным РИГИС и интерполированного с использованием зависимости J-функции Леверетта куба Кн показало, что данный метод позволяет отразить насыщение коллекторов в зонах, не охарактеризованных ГИС (рис. 5). Как видно из рисунка, данные kн по РИГИС неполные и отсутствуют для некоторых пропластков толщиной менее 2 м. Также kн по данным РИГИС неожиданно начинает снижаться в зоне предельного нефтенасыщения, которая должна характеризоваться максимальными значениями kн.
Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение содержания капиллярно-удерживаемой воды, так как гравитационные силы продолжают расти, и нефть заполняет поры все меньшего размера [4]. Именно куб Кн, интерполированный с использованием зависимости J-функции Леверетта, показывает нам адекватное распределение нефтенасыщенности в залежи пласта БУ162.

Ввиду того что нефтяная часть пласта БУ162 изучаемого месторождения не испытана в скважинах, проверка непротиворечивости модели исходным данным проводилась путем анализа значений kн в одном и том же пропластке нефтенасыщенного коллектора пласта БУ162 в разных скважинах по данным РИГИС. Как видно из данных таблицы, чем больше толщина переходной зоны, тем выше значения kн по данным РИГИС в пропластке над ВНК. Этот факт хорошо согласуется с принятыми представлениями о строении переходных водонефтяных зон (В.И. Петерсилье и др., 1976) [10]. К сожалению, объем выборки не позволяет говорить о закономерности, а только о тенденции.

Анализ гистограмм распределения kн по РИГИС и куба Кн, рассчитанного с помощью J-функции Леверетта, показал бимодальное распределение рассчитанного свойства нефтенасыщенности (рис. 6). Это обусловлено тем, что нефтенасыщенные породы пласта БУ162 делятся на два класса по фильтрационно-емкостным свойствам. Это видно и на графике зависимости Кн, рассчитанном по J-функции от пористости пород коллекторов (рис. 7).

Различия в свойствах пород коллекторов пласта БУ162 обусловлены двумя различными обстановками осадконакопления, в которых формировались отложения пласта в пределах исследуемой территории. Этот факт подтверждается геолого-геофизической характеристикой месторождения и согласуется с региональными работами, проведенными в этом районе (по И.И. Нестерову) и лабораторными исследованиями кернового материала, проведенными недропользователем [11]. Это говорит о том, что геологические объекты представляют собой сложные многопараметрические системы, поэтому при построении моделей целесообразно рассматривать их (объекты) не как единое целое, а разбивать на составные части. Это означает, что разного рода зависимости строятся не для объекта в целом, а для каждого из выделенных подобъектов [12], то есть имеет место построение дискретно-непрерывных моделей.

В целом по работе можно сделать следующие выводы. Предложена методика построения куба насыщения, состоящая из двух этапов. На первом шаге отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, на втором – методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения.

Создание модели переходной водонефтяной зоны залежи пласта БУ162 месторождения «У» по описанной методике позволило достоверно отразить условия осадконакопления, обосновать толщину переходной водонефтяной зоны, рассчитать и построить поверхность зеркала чистой воды, учитывая строение порового пространства коллекторов. Показано, что отстроенный по предложенной методике куб насыщения дает прогнозные насыщения на тех участках разреза, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение kн по общепринятым методикам затруднительно.

Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных водонефтяных зон, более достоверны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [13].

 

 

Литература:

  1. Антипин Я.О., Гончаров С.Н., Аленникова Е.И. Обоснование методов трехмерного геологического моделирования нефтегазонасыщенности залежей продуктивных пластов // Недропользование XXI век. 2015. № 3. С. 150–155.

  2. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007.

  3. Фоменко В.Г. Критерии для разделения коллекторов по насыщенности и прогнозирования состава ожидаемых из них притоков при испытаниях // Геология нефти и газа. 1993. № 5. С. 20–23.

  4. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2012. № 1 (5). Режим доступа: http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.html (дата обращения 16.02.2016).

  5. Грищенко М.А. Современные подходы к моделированию нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. 2008. № 5. С. 1–7.

  6. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009. 376 с.

  7. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1971.

  8. Гималтдинова А.Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: автореф. дисс. … канд. геол.-мин. наук (25.00.10). М.: МГУ, 2012.

  9. Иванов М.К., Калмыков Г.А., Белохин В.С., Корост Д.В., Хамидуллин Р.А. Петрофизические методы исследования кернового материала: Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008.

  10. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления. М.: ВНИГНИ, 1976. Вып. 242.

  11. Атлас литолого-палеогеографических карт Юрского и Мелового периодов Западно-Сибирской равнины в масштабе 1:5000000 / Под ред. Нестерова И.И. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1976. 87 с.

  12. Санькова Н.В., Дорошенко А.А., Белкина В.А. Дискретно-непрерывные модели в задаче прогноза флюидо-динамических характеристик коллекторов // Наука и ТЭК. 2012. № 3. С. 44–47.

  13. Щергин В.Г., Щергина Е.А. Восстановление полей нефтегазонасыщенности залежей методами 3D-моделирования // Бурение и нефть. 2012.
    № 06–07. С. 22–25.

 

References:

  1. Antipin Ya.O., Goncharov S.N., Alennikova E.I. Obosnovanie metodov trehmernogo geologicheskogo modelirovanija neftegazonasyshhennosti zalezhej produktivnyh plastov [Justification of three-dimensional geological simulation of productive formation deposit oil and gas saturation methods]. Nedropol'zovanie XXI vek = Nedropolzovanie, the 21st century, 2015, No. 3. P. 150–155.

  2. Gudok N.S., Bogdanovich N.N., Martynov V.G. Opredelenie fizicheskih svojstv neftevodosoderzhashhih porod [Determination of oil-aqueous rocks physical properties]. Moscow, Nedra-Biznestsentr LLC, 2007.

  3. Fomenko V.G. Kriterii dlja razdelenija kollektorov po nasyshhennosti i prognozirovanija sostava ozhidaemyh iz nih pritokov pri ispytanijah [Criteria for division of reservoirs by saturation and composition forecasting of their expected influxes during tests]. Geologija nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 1993, No. 5. P. 20–23.

  4. Mikhaylov A.N. Osnovnye predstavlenija o perehodnyh zonah i vodjanyh kontaktah v neodnorodnyh plastah [Basic ideas of transition zones and water contacts in heterogeneous strata]. Georesursy. Geojenergetika. Geopolitika = Georesources. Geoenergetics. Geopolitics, 2012, No. 1 (5). Access mode: http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.html (Accessed date: 16.02.2016).

  5. Grishchenko M.A. Sovremennye podhody k modelirovaniju neftenasyshhennosti slozhnopostroennyh zalezhej s cel'ju sozdanija gidrodinamicheskih modelej [Modern approaches to complex structure deposit oil saturation simulation for the purpose of hydrodynamic model creation]. Geologija nefti i gaza = Oil and Gas Geology, 2008, No. 5. P. 1–7.

  6. Zakrevskiy K.E. Geologicheskoe 3D-modelirovanie [3D-geological simulation]. Moscow, Maska Publishing and Polygraphic Centre LLC, 2009. 376 pp.

  7. Gimatudinov Sh.K. Fizika neftjanogo i gazovogo plasta [Physics of oil and gas formation]. Moscow, Nedra Publ., 1971.

  8. Gimaltdinova A.F. Kompleksnye geofizicheskie issledovanija raznourovnevyh vodoneftjanyh kontaktov maloamplitudnyh zalezhej Zapadnoj Sibiri [Integrated geophysics of oil-water contacts of different types of low-amplitude deposits in the Western Siberia]. Author's Abstract, Candidate of Geological and Mineralogical Sciences (25.00.10). Moscow State University, 2012.

  9. Ivanov M.K., Kalmykov G.A., Belokhin V.S., Korost D.V., Khamidullin R.A. Petrofizicheskie metody issledovanija kernovogo materiala [Core material petrophysical research methods]. Textbook in 2 books. Book No. 2: Laboratornye metody petrofizicheskih issledovanij kernovogo materiala [Core material petrophysical research laboratory methods]. Moscow State University Publishing House, 2008.

  10. Petersilye V.I., Belov Yu.Ya. et al. K voprosu ocenki parametrov perehodnoj zony s ispol'zovaniem krivyh kapilljarnogo davlenija [On the issue of transition zone parameter assessment using capillary pressure curves]. Moscow, Federal State Unitary Enterprise «All-Russian Research Geological Oil Institute», 1976, Issue 242.

  11. Atlas litologo-paleogeograficheskih kart Jurskogo i Melovogo periodov Zapadno-Sibirskoj ravniny v masshtabe 1:5000000 [Collection of paleogeographical maps of the Jurassic period and the Cretaceous period of the West Siberian Plain in scale 1:5000000]. Ed. by I.I. Nesterov. Tyumen, The West-Siberian Institute of oil and gas geology, 1976. 87 pp.

  12. Sankova N.V., Doroshenko A.A., Belkina V.A. Diskretno-nepreryvnye modeli v zadache prognoza fljuido-dinamicheskih harakteristik kollektorov [Discrete-continuous models for forecasting of reservoir fluid dynamic characteristics]. Nauka i TJeK = Science and FEC, 2012, No. 3. P. 44–47.

  13. Shchergin V.G., Shchergina E.A. Vosstanovlenie polej neftegazonasyshhennosti zalezhej metodami 3D-modelirovanija [Restoration of deposit oil and gas saturation fields by 3D-simulation methods]. Burenie i neft' = Drilling and oil, 2012, No. 06–07. P. 22–25.

 

Таблица. Анализ значений kн в зависимости от hпз

Table. Analysis of kн values depending on hпз

№ скв.

Well No.

320

411

4091

kн, д. ед.

kн, unit fraction

0,45

0,54

0,77

hпз, м

hпз, m

7

12

14,5

 



← Назад к списку


im - научные статьи.