close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

5424

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Открытое акционерное общество
"Всероссийский научно-исследовательский институт
организации, управления и экономики
нефтегазовой промышленности"
(ОАО "ВНИИОЭНГ")
Научно-технический журнал
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО
9.2013
60 лет горно-нефтяному факультету
Пермского национального исследовательского
политехнического университета
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РГАСНТИ 52.47.19.25.29.67.01.11
НЕФТЕПРОМЫСЛОВОЕ ДЕЛО
Ежемесячный научно-технический журнал
Журнал по решению ВАК Минобразования и науки РФ включен в "Перечень ведущих рецензируемых научных журналов и
изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций на соискание ученых степеней
кандидата и доктора наук".
Журнал включен в Российский индекс
научного цитирования.
Журнал издается при участии
и поддержке:
ЗАО "Волновые геотехнологии"
Генеральный директор
М.Ю. Ащепков
РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ:
Гавура В.Е. (главный редактор),
Галустянц В.А. (зам. главного редактора),
Астахова А.Н. (зам. главного редактора),
Богатырев А.Г., Валовский В.М.,
Габибов И.А., Дарищев В.И.,
Кузнецов Н.П., Лысенко В.Д.,
Мищенко И.Т., Рамазанова Э.М.,
Салаватов Т.Ш., Хисамов Р.С.
Журнал зарегистрирован в Министерстве Российской Федерации по делам печати, телерадиовещания и средств массовых коммуникаций
РФ от 04.04.2002 г. Рег. № ПИ 77-12336
СОДЕРЖАНИЕ
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Козлова И.А., Кривощеков С.Н., Носов М.А., Санников И.В.
Прогноз перспектив нефтегазоносности вендского комплекса
на территории Пермского края.............................................................5
Галкин В.И., Силайчева В.А. Разработка статистической модели
прогноза коэффициента проницаемости по совокупности геологических и технологических показателей................................................10
Скачек К.Г., Галкин В.И., Растегаев А.В. Разработка моделей
прогноза нефтегазоносности пласта Ю2 по геохимическим данным
(на примере территории деятельности ООО "ЛУКОЙЛ–Западная
Сибирь")..................................................................................................13
Скачек К.Г., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ влияния толщин
пласта Ю2 на его нефтеносность на территории деятельности
ТПП "Когалымнефтегаз".......................................................................16
Козлова И.А., Мальцева И.О. Геологическое обоснование реализуемой системы разработки пласта БС4-5 Приразломного месторождения и оценка эффективности ее применения.......................................20
Галкин С.В., Савельева А.П., Щербаков А.А., Дворецкас Р.В.,
Керн Д.А. Моделирование геолого-технических мероприятий в
карбонатных отложениях Шагиртско-Гожанского месторождения...24
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Галкин В.И., Козлова И.А., Мелкишев О.А., Шадрина М.А. Геохимические показатели РОВ пород как критерии оценки перспектив
нефтегазоносности.................................................................................28
Кочнева О.Е., Косков В.Н. Литолого-фациальная корреляция Башкирских карбонатных отложений по данным промыслово-геофизических исследований..............................................................................32
Косков В.Н. Литологическое расчленение разрезов скважин и определение физических параметров терригенных коллекторов девонских отложений по промыслово-геофизическим данным..................39
Кочнева О.Е., Звягин А.М. Изучение распределения фильтрационных потоков закачиваемой воды в девонских отложениях на МалоУсинском месторождении с помощью метода трассирующих индикаторов.....................................................................................................43
Злобин А.А. Влияние смачиваемости пород-коллекторов на коэффициент извлечения нефти.........................................................................49
ОАО "ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ОРГАНИЗАЦИИ, УПРАВЛЕНИЯ И ЭКОНОМИКИ
НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ"
© ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ISSN 0207-2331
№
9
Журнал основан в 1965 г.
Сентябрь, 2013 г.
Выходит 12 раз в год
Журнал издает ОАО "ВНИИОЭНГ"
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ
НЕФТЕОТДАЧИ
Галкин В.И., Растегаев А.В., Козлова И.А. Исследование влияния
геологических показателей на эффективность ГРП................................. 54
Юшков И.Р., Ерофеев А.А., Юшков А.И., Злобин А.А. Оценка результатов щелочного заводнения в Пермском крае ................................. 57
Мордвинов В.А. Глубина кислотной обработки вертикальных трещин гидроразрыва в карбонатном коллекторе ......................................... 64
Генеральный директор
А.Г. Лачков
Ведущие редакторы:
А.Н. Астахова, И.А. Антипова
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. Субъективный
фактор и эксплуатационные особенности турбобуров при бурении
нефтяных и газовых скважин ..................................................................... 66
Черняев А.И., Трефилов В.А. Оценка ресурса работы лопаток компрессора низкого давления в двигателях для перекачки нефти и газа... 69
Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. Влияние частоты тока на коэффициент полезного действия установок электроцентробежных насосов
при откачке газожидкостных смесей......................................................... 72
Поплыгин В.В., Мордвинов В.А. К оценке оптимальной наработки
на отказ штанговых насосов на Чураковском месторождении ............... 75
Мелехин А.А., Крысин Н.И., Третьяков Е.О. Анализ факторов, влияющих на долговечность цементного камня за обсадной колонной........ 77
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ
НА ОБЪЕКТАХ
Лискова М.Ю., Наумов И.С. Моделирование аварийных ситуаций
на нефтяных шахтах.................................................................................... 82
Калугин М.Н., Трефилов В.А. Обеспечение безопасности технологических котельных, работающих для нужд переработки нефти........... 86
Информационные сведения о статьях ....................................................... 89
При перепечатке материала ссылка на издание обязательна.
Мнение редакционной коллегии не всегда совпадает с мнением автора материала.
Компьютерный набор
В.В. Васина
Компьютерная верстка Е.В. Кобелькова
Корректоры:
Н.В. Шуликина, Н.Г. Евдокимова
Зав. производственно-издательским отделом
В.И. Черникина
Индекс журнала:
58503 — по каталогу Агентства "Роспечать",
10336 — по объединенному
10337 каталогу "Пресса России".
Подписано в печать 17.07.2013.
Формат 84108 1/16. Бумага офсетная.
Печать офсетная. Усл. печ. л. 10,5. Уч.-изд. л. 10,7.
Тираж 1500 экз. Заказ № 62. Цена свободная.
ОАО "ВНИИОЭНГ" № 5893.
Адрес редакции:
117420 Москва, ул. Наметкина, д. 14, корп. 2.
Тел. редакции: 332-00-35, 332-00-49.
Факс: (495) 331-68-77.
Адрес электронной почты: [email protected]
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
CONTENTS
DEVELOPMENT OF OIL AND GAS-OIL FIELDS
Kozlova I.A., Krivoshchekov S.N., Nosov M.A., Sannikov I.V. Forecast of oil and gas content of the vendian
complex in Рerm region ......................................................................................................................................................5
Galkin V.I., Silajcheva V.A. Development of the statistical forecasting model of permeability factor based on
geological and technological data .....................................................................................................................................10
Skachek K.G., Galkin V.I., Rastegaev A.V. Development of prediction models of oil and gas potential of Yu2
(Ю2) stratum on the basis of geochemical data (within the area of "LUKOIL–Western Siberia, Ltd." activity) .............13
Skachek K.G., Rastegaev A.V., Galkin V.I. Analysis of influence of Yu2 (Ю2) formation thickness on its oil and
gas content within the area of Territorial-Production Company "Kogalymneftegaz" activity..........................................16
Kozlova I.A., Maltseva I.O. Geological substantiation of the system of BS4-5 (БС4-5) formation development of
Prirazlomny oil field, being implemented at present, and assessment of the effectiveness of its application...................20
Galkin S.V., Savelevа A.P., Shcherbakov A.A., Dvoretskas R.V., Kern D.A. Modeling of enhanced oil recovery
methods in carbonate sediments of Shagirtsko-Gozhanskoе field ....................................................................................24
RESEARCH OF FORMATIONS AND WELLS
Galkin V.I., Kozlova I.A., Melkishev O.A., Shadrina M.A. Geochemical indicators of dispersed organic matter
(DOM) of rocks as criteria of hydrocarbon potential evaluation ......................................................................................28
Kochneva O.E., Koskov V.N. Lithofacies correlation of Bashkirsky carbonate deposits according to field geophysical surveys ................................................................................................................................................................32
Коskov V.N. Lithological layering of wells sections and determination of physical parameters of terrigene collectors of devonian sediments based on field geophysical survey ....................................................................................39
Kochneva O.E., Zvyagin A.M. Studying of filtrational flows distribution of injected water in devonian sediments
of Malo-Usinsky field by applying the tracing markers method.......................................................................................43
Zlobin A.A. Impact of rock-collectors wettability on oil recovery factor .........................................................................49
METHODS OF PRODUCING EFFECT ON A DEPOSIT AND RAISING OIL RECOVERY
Galkin V.I., Rastegaev A.V., Kozlova I.A. Studying of geological data influence on efficiency of a formation
hydraulic fracturing...........................................................................................................................................................54
Yushkov I.R., Erofeev A.A., Yushkov A.I., Zlobin A.A. Evaluation of results of alkaline flooding in Perm region .......57
Mordvinov V.A. Acid treatment depth of vertical cracks of a formation hydraulic fracturing in carbonate
reservoirs...........................................................................................................................................................................64
TECHNIQUE AND TECHNOLOGY OF OIL PRODUCTION
Vervekin A.V., Plotnikov V.M., Molodilo V.I. Human factor and operational features of turbodrills when oil and
gas well drilling.................................................................................................................................................................66
Chernyaev A.I., Trefilov V.A. Evaluation of durability and reliability of the engine compressor blades used for
oil and gas pumping ..........................................................................................................................................................69
Lekomtsev A.V., Mordvinov V.A. Influence of current frequency on efficiency factor of electric submersible
pumping plants while removing gas-liquid mixtures ........................................................................................................72
Poplygin V.V., Mordvinov V.A. Some aspects of evaluation of optimal failure interval of sucker-rod pumps at
Churakovsky oil field........................................................................................................................................................75
Melekhin A.A., Krysin N.I., Tretyakov E.O. Analysis of factors affecting the life time period of cement stone
behind a casing string........................................................................................................................................................77
ENVIRONMENT PRESERVATION AND FACILITIES SAFETY
Liskova M.Yu., Naumov I.S. Modelling of emergency situations at oil mines................................................................82
Kalugin M.N., Trefilov V.A. Guarantee of safety of technological boiling facilities providing heat required for
oil processing ....................................................................................................................................................................86
Information on the articles ................................................................................................................................................89
4
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 553.98(470.53)
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ВЕНДСКОГО КОМПЛЕКСА
НА ТЕРРИТОРИИ ПЕРМСКОГО КРАЯ*
И.А. Козлова, С.Н. Кривощеков, М.А. Носов, И.В. Санников
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Вендские отложения Волго-Уральского бассейна
рассматриваются многими исследователями в настоящее время как потенциально перспективные в связи с
задачей постоянного восполнения ресурсов УВ [1, 2].
Особенно остро данная проблема стоит в старых нефтегазодобывающих районах, к которым относится, в
частности, Пермский край. Ранее в работах авторов
выполнялась оценка перспектив нефтегенерации и нефтеаккумуляции совместно рифейских и вендских отложений [3, 4]. В данной статье будет выполнена оценка
перспектив обнаружения зон и площадей с возможной нефтеносностью изучаемых вендских толщ как
за счет собственного потенциала, так и в качестве аккумулирующей толщи. Для этого предполагается использовать группы геохимических и геологических
показателей, характеризующих потенциальную нефтегазоносность глубокопогруженных объектов.
Основными процессами, контролирующими образование залежей УВ являются процессы генерации,
миграции, аккумуляции и консервации УВ [5]. В качестве показателей генерации и эмиграции УВ будут изучены некоторые геохимические показатели, а в качестве показателей миграции, аккумуляции и консервации залежей УВ – геологические. Геохимические и геологические показатели были определены по результатам специальных и лабораторных исследований (химико-битуминологических и пиролитических), а также
по результатам ГИС, отбора керна и испытания глубоких скважин.
Для анализа были использованы геологические показатели, отображающие условия миграции и аккумуляции УВ, и геохимические характеристики рассеянного органического вещества (РОВ) пород и битумоидов, характеризующих условия генерации и эмиграции. Геохимические показатели, используемые при
анализе вендской толщи, – это процентное содержание
органического углерода (Сорг., %), концентрации хлороформенных битумоидов (Бхл., %) и спиртобензольных битумоидов (Бсб, %), отношение хлороформенного битумоида к спиртобензольному (Кн), величины битумоидного коэффициента (, %), начальный нефтяной потенциал породы (S1, мг/г), остаточный нефтяной потенциал породы (S2, мг/г), общий нефтяной потенциал породы (S1 + S2, мг/г), отношение реализованного генерационного потенциала к остаточному
(S1/S2, доли ед.). Геологические показатели, использу-
емые при анализе, – это глубина залегания фундамента
в скважине – Hф; отметка кровли рифейских отложений, вскрытых скважиной, – HRкр.; отметка кровли
вендского комплекса – HVкр.; толщина калтасинской
свиты нижнего рифея в скважине – МR1_klt; толщина
вендских отложений в скважине – МV; толщина основного коллекторского пласта (V5) в верхневендских отложениях – МV5.
Для характеристики вендских отложений были использованы данные определений в 135 скважинах,
вскрывших вендский комплекс на территории края.
Для проведения статистического анализа все скважины, вскрывшие вендские отложения, были поделены
на 2 класса, из них 33 скважины отнесены к классу 1 –
продуктивные (с нефтепроявлениями и залежами в
кыквинской и верещагинской свитах), а 102 – к классу 2 – непродуктивные.
Исходная статистическая обработка заключалась в
определении средних значений используемых параметров и показателей в классах и оценке возможности
их использования при построении моделей с помощью статистических критериев [6, 7].
Среди геохимических показателей малоинформативными по величине критерия Стьюдента t являются
только два пиролитических показателя: S2, мг/г (при
t = –1,185 и р = 0,2379), показывающий остаточный
нефтяной потенциал породы, и отношение S1/S2 (при
t = –1,903 и р = 0,0591), характеризующее долю нереализованного потенциала РОВ пород. Остальные геохимические параметры являются значимыми по критерию Стьюдента и, следовательно, информативными при
уровне значимости р  0,05, например концентрация
хлороформенных битумоидов (Бхл., %) (при t = –4,099
и р = 0,00007), величины битумоидного коэффициента (, %) (при t = –3,598 и р = 0,0005), начальный нефтяной потенциал породы (S1, мг/г) (при t = –2,958 и
р = 0,0037). Поэтому при построении прогнозных моделей нефтегазоносности вендского комплекса отложений по геохимическим показателям они будут оказывать максимальное влияние на результаты оценки,
поскольку для них средние значения в рассматриваемых классах имеют существенные различия.
Таким образом, первичный статистический анализ
геохимических параметров и распределение их по площади позволили выявить из них наиболее информативные, оказывающие определяющее влияние на форми-
* Исследования выполнены при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации в рамках реализации ФЦП "Научные и научно-педагогические кадры инновационной России" на 2009–2013 годы (Соглашение 14.B37.21.0685).
Данное примечание относится и к статьям на с. 10; 13; 16; 20; 28; 54.
Нефтепромысловое дело 9/2013
5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 1
Статистические модели для определения индивидуальной вероятности нефтегазоносности вендской толщи
по геохимическим параметрам
Вероятность принадлежности к классу cкважин с
нефтепроявлениями – верхняя строка, диапазон
изменения вероятностей – нижняя строка
1
Р(Сорг.) = 16,451 Сорг. – 3,304
0,1…0,81
Р(Бхл.) = 28,035 Бхл. – 1,973
0,16…0,99
Р(Бсб) = 21,424 Бсб – 2,019
0,16…0,99
Р() = 0,051  – 1,752
0,19…0,95
Р(Кн) = 2,039Кн – 2,498
0,13…0,97
Р(S1) = 20,536 S1 – 2,453
0,15…0,92
Р(S2) = 36,249 S2 – 3,871
0,17…0,42
Р(S1/S2) = 3,481 S1/S2 – 2,732
0,16…0,84
Р(S1 + S2) = 18,381 S1 + S2 – 3,592
0,13…0,72
Статистические характеристики вероятностей
Скважины
Скважины
с нефтепроявлениями
без нефтепроявлений
2
3
0,3110,144
0,2150,093
0,3190,113
0,1960,036
0,3190,096
0,1960,031
0,2900,249
0,2010,029
0,3000,121
0,2020,029
0,2920,107
0,2180,061
0,2540,191
0,2410,128
0,2630,045
0,2360,055
0,2810,155
0,2280,078
рование и распределение нефтегазоносности в вендских отложениях.
Следующим шагом к построению прогнозных моделей будет построение индивидуальных линейных
вероятностных моделей перспектив нефтегазоносности для каждого из анализируемых показателей. Индивидуальные вероятностные модели, построенные с
помощью линейного регрессионного анализа, приведены в табл. 1 (графа 1).
Для выяснения информативности построенных вероятностных моделей по геохимическим показателям
по двум классам скважин были вычислены средние
значения, среднеквадратичные отклонения и с помощью критерия Стьюдента t выполнена оценка степени
их влияния на нефтегазоносность изучаемого разреза
вендских отложений (см. табл. 1, графы 2, 3).
Анализ значений критерия Стьюдента t показывает, что вероятности Р(Сорг.), Р(Бхл.), Р(Бсб), Р(), Р(Кн),
Р(S1), Р(S1 + S2) являются высокоинформативными, так
как средние значения вероятностей в классах 1 и 2 статистически различаются. По вероятностным показателям Р(S2), Р(S1/S2) статистического различия по критерию Стьюдента t не получено.
Построенные модели позволяют определить индивидуальную вероятность принадлежности объектов исследуемой совокупности к классу скважин с нефтепроявлениями по каждому из геохимических признаков. По вышеприведенным уравнениям регрессии были вычислены вероятности принадлежности к классу
скважин с нефтепроявлениями по 135 исследуемым
скважинам, из которых 33, как было сказано выше,
относятся к классу 1.
Зависимости вероятности нефтеносности вендских
отложений от геохимических параметров приведены
на рис. 1. На рис. 1 приведен пример зависимости вероятности Р(Бхл.) нефтеносности вендских отложений,
6
Критерий
(t – числитель,
p – знаменатель)
4
3,490
0,0007
4,099
0,00007
4,099
0,00007
2,478
0,0145
3,739
0,0003
2,958
0,0037
1,185
0,2379
1,903
0,0591
2,469
0,0148
определенной процентным содержанием в РОВ хлороформенных битумоидов – Бхл.. Диапазон изменения
вероятности данного параметра для скважин класса 1 –
от 0,2 до 0,9.
По индивидуальным вероятностным оценкам влияния геохимических параметров на нефтеносность исследуемых вендских толщ вычислим комплексную геохимическую вероятностную характеристику. Таким оразом, построенные линейные вероятностные модели
и рассчитанная комплексная геохимическая характеристика для отложений вендского комплекса позволяют использовать их для проведения прогнозных оценок нефтегазоносности. Для получения наиболее оптимальной модели вычислим комплексный геохимический генерационно-эмиграционный критерий – РГХ:
РГХ = –0,047 + 1,144 Р(Бсб) при R = 0,665.
Разработанный критерий РГХ будет использован при
обосновании методики прогноза нефтегазоносности
данного комплекса отложений на территории Пермского края. Полученный комплексный геохимический
критерий был положен в основу дифференциации территории распространения вендских толщ по степени
перспектив нефтегазоносности. Схема распространения данного критерия приведена на рис. 2.
Как следует из представленной схемы, зоны с высокими перспективами нефтегазоносности на территории Пермского края не встречены. Зоны средних
перспектив по условиям генерации и эмиграции УВ
прослеживаются в западной части Пермского края в
районе Верещагинской, Бородулинской, Очерской и
Сивинской площадей. Зоны пониженных значений
комплексного геохимического критерия распространяются по всей остальной площади края. Рассматривая построенные схемы распространения параметров
по площади Пермского края, можно судить о том, что
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 1. Графики зависимости индивидуальных вероятностей нефтеносности от геохимических показателей
для вендских отложений
156
Гадьинский
профиль
159
185
Ныробский профиль
158
Тимшер
19
Ныроб 5
18
Оныл
Чердынь 5
2
1
6
26
3
7
4
100 Исаевская100
Кама
17
184
17
18
14
Искорская
2 16
511 512
151
Чердынский профиль
51
514
1
Остяцкий 515
517
8
2
профиль
Остяцкий
113
6
профиль
110
109
Усть-Черная
133
Яборовская
518
Гежская
11
0,25
512
Цепельская
520
14 Косинская
8 Юксеево
Лойно
7
Низовская
Соликамск
12 Кочево
1 Березниковская
Условные обозначения:
1 Тукачево
Всеволодо-Вильвенская 35
1 Старцевская
V2kk
1018
V2kk
Поломская
зоны средних перспектив нефтегазоносности
незначительные нефтепроявления в алевролитах
V2vr
интенсивные нефтепроявления в алевролитах
V2kk
интенсивные нефтепроявления в песчаниках
V2kk
незначительные нефтепроявления в песчаниках
8-в
V2kk
37
Мазунино
1
ПЕРМЬ
4 Кольцово
987
Пр. Серьга-Лысьва
14
Очерская
15 V2kk
0,5
Дебесская
41 Черновская
V2kk
Кунгур
606 Дебесская
Центральная
1067
624
1060
1062
625
Лиственская
Оса
185
182
189 Мишкинская
19Евсинская
Июльская
1
+
92
Ножовская
4
+3
+
Дубровская
Осинцевская
1
+
+
70 Тулвинская
+
+
3 Маркеты
1
7 Асюль
Тюндюкская 60
V2vr
50 28 31
55
VБатырбай
2kk
32 48
45 Андреевская
47
Таныпская
80
ская
Кириллов
44
6 Тартинская
V24vr 3 2
82 43 219
Ижевская
209
11 Шумовская
222 200
7
208
1 Дороховская
2 Ишим
204
251 4 8
202
212
рская
17
Дубвового
204
16 14
205
V2kk
Vя vr 4
203 Бедряжская
15 Ю-ШумовскаяСавинская 213 Кустовска 2
Чернушка
64 Шуртанская
23
Азинско-Пальниковская
144 139
35 Павловская
4 Щучье Озеро
56
176
Гожано-Быркино
180 140
V2vr
Тауш
Сарапул
Зладаревская
Красноярская 37
V2vr
Куеда 69
1
244 Этыш
15
V2vr
5 Татышлы
Куеда
571
21Тавдинская
256
34
V2stp
Вояды
Каракулинская 574
V2sl
18Игровская
Югомаш
Четырман
Аскино
395
Тепляки
107
1
291
8
+
+
Гремихинская
+
+
Рис. 2. Прогнозная схема перспектив
нефтегазоносности вендских отложений
по условиям генерации УВ (РГХ) на территории
Пермского края
191
Краснокамская
лва
залежь в песчаниках
12 Северокамская
V2kk
60 Верещагинская
V2kk
1
Бородулинская
Титпинская
зоны с низкими перспективами нефтегазоносности
V2vr
Гаринская 71
Сергеевская
1 2 Сивинска
V2kk я
72
3
58 Зюкайская
4
52
Соколовская
57
53V2kk
зоны высоких перспектив нефтегазоносности
V2kk
0,25
Сардайская
скважины, вскрывшие вендские отложения
Сы
изолинии значений комплексных геохимических
и геолого-тектонических критериев
876 Ильинская
0,2
5
0,2
Безымянная
Афанасьево
Сылва
граница Пермского края
граница Предуральского краевого прогиба
+
+
+
+
Аскино
101 Кубиязы
Нефтепромысловое дело 9/2013
7
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 3. График зависимости индивидуальной вероятности
нефтеносности от геологического показателя МV5
для вендских толщ
156
Гадьинский
профиль
159
185
Ныробский профиль
158
Тимшер
19
Ныроб 5
18
Оныл
Чердынь 5
2
1
6
26
3
7
17
100 Исаевская100
Кама
17
184
4
18
14
Искорская
2 16
511 512
151
Чердынский профиль
51
514
1
Остяцкий 515
517
8
2
профиль
Остяцкий
113
6
профиль
110
109
Усть-Черная
133
518
Яборовская
Гежская
512
Цепельская
520
14 Косинская
8 Юксеево
Лойно
7
Соликамск
12 Кочево
Низовская
0,5
1 Березниковская
1 Тукачево
5
Условные обозначения:
0,2
1 Старцевская
Безымянная
граница Пермского края
изолинии значений комплексного геохимического
критерия
0,5
0,75
Сардайская
71 Гаринская
скважины, вскрывшие вендские отложения
Сергеевская
1 2 Сивинска
V2kk я
72
3
58 Зюкайская
4
52
Соколовская
V
kk
57
53 2
зоны высоких перспектив нефтегазоносности
V2kk
1018
V2kkя
Поломска
зоны средних перспектив нефтегазоносности
V2kk
1
Бородулинская
Титпинская
зоны с низкими перспективами нефтегазоносности
залежь в песчаниках
V2vr
незначительные нефтепроявления в алевролитах
V2vr
интенсивные нефтепроявления в алевролитах
V2kk
интенсивные нефтепроявления в песчаниках
V2kk
незначительные нефтепроявления в песчаниках
8-в
V2kk
37
Мазунино
1
ПЕРМЬ
4 Кольцово
987
Пр. Серьга-Лысьва
Очерская
15 V2kk
41 Черновская
V2kk
Кунгур
1067
624
1060
1062
625
Лиственская
185
182
189 Мишкинская
19Евсинская
Июльская
5
0,2
606 Дебесская
Центральная
Оса
92
Ножовская
4
+
1 3
+
Дубровская
1 Осинцевская
+
+
+
70 Тулвинская
+
+
3 Маркеты
7 Асюль
Тюндюкская 60
28 31
V2vr
55
V
32 48
Батырбай
2kk
45 Андреевская
47
Таныпская
Кирилловская 80
44
6 Тартинская
V24vr 3 2
82 43 219
Ижевская
209
11 Шумовская
222 200
7
208
1 Дороховская
2 Ишим
204
251 4 8
202
212
Дубвовогорская
204
16 14 17
205
ая
ая
V2kk
V
vr
4
203 Бедряжск
15 Ю-ШумовскаяСавинская 213 Кустовск 2
Чернушка
64 Шуртанская
23
Азинско-Пальниковская
144 139
ая
35 Павловск
4 Щучье Озеро
56
176
Гожано-Быркино
180 140
Тауш
V2vr
V2vr
Сарапул
Зладаревская
Красноярская 37
1
244 Этыш
Куеда 69
15
5 Татышлы
Куеда
V2vr
571
21Тавдинская
256
34
V2stp
Вояды
Каракулинская 574
V2slя
18Игровска
Югомаш
Четырман
Аскино
395
Тепляки
107
1
291
8
+1
+
Гремихинская
50
+
+
Рис. 4. Прогнозная схема перспектив
нефтегазоносности вендских отложений
по условиям миграции и аккумуляции УВ (РГ)
на территории Пермского края
191
Краснокамская
14
Дебесская
V2kk
12 Северокамская
V2kk
60 Верещагинская
Сы
лва
0,2
876 Ильинская
Афанасьево
Сылва
граница Предуральского краевого прогиба
Всеволодо-Вильвенская 35
+
+
+
+
Аскино
101 Кубиязы
8
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 2
Линейные статистические модели для определения индивидуальной вероятности нефтегазоносности
по геологическим параметрам для вендских отложений
Вероятность принадлежности к классу скважин
с нефтепроявлениями – верхняя строка, диапазон
изменения вероятностей – нижняя строка
1
Р(Hф) = 0,001Hф – 3,761
0,07…0,42
Р(НRкр.) = 0,0023НRкр. – 4,278
0,05…0,6
Р(НVкр.) = 0,0045HVкр. – 6,248
0,06… 0,41
Р(MV) = 0,00044MV – 1,528
0,08…0,28
Р(MR1_klt) = 0,00037MR1_klt – 1,601
0,15…0,28
Р(МV5) = 0,222МV5 – 3,591
0,04…0,93
Статистические характеристики вероятностей
Скважины
Скважины
с нефтепроявлениями
без нефтепроявлений
2
3
0,2760,086
0,2340,113
0,3520,131
0,2140,206
0,2720,026
0,2350,167
0,2510,056
0,2420,053
0,2530,025
0,2420,035
0,5110,089
0,1650,073
такое же распределение, как на схеме перспектив, а
значит, и имеющее влияние при построении прогнозной схемы перспектив нефтегазоносности, имеет содержание в РОВ вендских пород спиртобензольных
битумоидов (Бсб).
Для решения задачи прогноза нефтегазоносности
вендских отложений по геологическим показателям
также выполним первичную статистическую обработку данных характеристик. Среди геологических показателей для двух из них не установлено статистических различий между средними значениями в изучаемых классах скважин – это параметры толщин калтасинской свиты – MR1_klt (при t = 1,329 и р = 0,1862) и
толщина вендских отложений – МV (при t = 1,327 и
р = 0,1867). Оставшиеся геологические параметры являются высокоинформативными по критерию t, при
уровне значимости р  0,05, например толщина основного коллекторского пласта в верхневендских отложениях – МV5 (при t = –7,139 и р = 0,0000). Были построены и изучены схемы распределения геологических параметров по площади Пермского края.
Таким образом, первичный статистический анализ
геологических параметров вендского комплекса позволил выявить из них наиболее информативные (МV5,
МV), оказывающие определяющее влияние на формирование и распределение нефтегазоносности в вендских
отложениях. Установленный набор информативных геологических показателей будет использован в дальнейшем анализе при построении моделей для прогноза
нефтегазоносности вендского комплекса отложений.
Для использования этих характеристик в количественном виде первоначально были построены статистические модели вероятности принадлежности объектов к классу скважин с нефтепроявлениями. Построенные линейные зависимости приведены в табл. 2
(графа 1)
По вышеприведенным уравнениям регрессии были
вычислены вероятности принадлежности к классу скважин с нефтепроявлениями по 135 исследуемым скважинам по геологическим параметрам. Для выяснения
Нефтепромысловое дело 9/2013
Критерий
(t – числитель,
p – знаменатель)
4
2,534
0,0124
4,714
0,000006
2,683
0,0082
1,327
0,1867
1,329
0,1862
7,139
0,0000
информативности построенных вероятностных моделей, как и ранее, вычислим средние значения, среднеквадратичные отклонения и с помощью критерия t выполним оценку степени их влияния на нефтегазоносность изучаемого разреза (см. табл. 2, графы 2–4).
Анализ значений критерия t говорит о том, что вероятности параметров Р(Hф), Р(НRкр.), Р(НVкр.) и Р(МV5)
являются информативными, так как их средние значения и распределения в обоих классах статистически
различны. По вероятностным показателям Р(MV ),
Р(MR1_klt) статистического различия по критерию Стьюдента t не получено (см. табл. 2, графа 4).
Для графического представления построим зависимости вероятности нефтеносности вендских отложений от геологических параметров. Например, вероятность нефтеносности вендских отложений в зависимости от параметра МV5 изменяется от 0,04 до 0,93, при
этом большинство значений показателя МV5 для объектов класса 2 находятся повсеместно, а для объектов
класса 1 встречено мало значений (рис. 3).
Таким образом, построение индивидуальных вероятностных моделей показало, что использование какого-либо одного геологического показателя не позволяет однозначно решить задачу разделения объектов
на продуктивные и непродуктивные. Поэтому будет
построена комплексная вероятностная модель с учетом всех анализируемых геологических показателей.
Для построения модели по имеющимся индивидуальным оценкам влияния геологических параметров на
нефтеносность исследуемых вендских толщ были вычислены комплексные геологические вероятностные
характеристики. В результате реализации статистических операций было получено уравнение комплексного аккумуляционно-консервационного критерия – РГ:
РГ = 0,038 + 0,878Р(МV5) + 1,003Р(НRкр.) – 1,086Р(MV)
при R = 0,981.
Как видно из приведенного уравнения, формирование модели происходит в три этапа: на первом эта9
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
пе при включении в модель показателя МV5 множественный коэффициент корреляции равен 0,916, на следующем шаге был введен показатель НRкр. и R возрос
до 0,974 и на третьем этапе был добавлен параметр MV,
при котором множественный коэффициент стал равным 0,981.
Полученный комплексный геологический критерий
был положен в основу дифференциации территории
распространения вендских толщ по степени перспектив нефтегазоносности. Схема распространения данного критерия приведена на рис. 4. Схема отражает распределение участков с разной степенью перспектив
нефтеносности вендских отложений по условиям миграции и аккумуляции УВ. Наиболее перспективные в
отношении нефтеносности участки, оконтуренные изовероятностью 0,75, расположены в юго-западной части края в пределах Гаринской, Очерской, Зюкайской,
Верещагинской, Черновской, Бородулинской площадей. Средней степенью перспектив нефтеносности характеризуются участки центрального района Северокамской, Краснокамской, Сивинской площадей и на
севере в районе Березниковской и Тукачевской площадей. Вся остальная часть территории относится к
малоперспективной со значением изовероятности 0,25
и менее. Так же как и для рифейских толщ, для вендского комплекса отложений установлены крайне низкие перспективы нефтегазоносности для северных и
северо-восточных земель края.
В качестве оценки выполненного вероятностного
прогноза для вендского комплекса отложений проведем анализ схемы распространения нефтегазопроявлений и залежей с прогнозными схемами критериев
РГХ и РГ. Выделяющийся в центральной части максимум вероятности нефтегазоносности совпадает с размещением в этой части залежей и нефтепроявлений
как по геохимическим, так и по геологическим параметрам. Причем по геохимическим критериям вероятность нефтегазоносности для вендских отложений
существенно ниже (параметр РГХ на территории развития не больше 0,5), т. е. на распределение нефтегазоносности в вендском комплексе в большей степени
влияют геологические критерии, контролирующие процессы миграции и аккумуляции залежей. Следовательно, основной генерирующей для венда является калтасинская свита рифея, с учетом наличия вертикальных путей миграции.
ЛИТЕРАТУРА
1. Белоконь Т.В., Галкин В.И., Башкова С.Е. Додевонские
отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. – № 9–10.
2. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и
нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. – Пермь: ИПК "Звезда", 2001. – 108 с.
3. Комплексная оценка нефтеносности рифей-вендского
перспективного комплекса Пермского края / Т.В. Карасева,
С.Е. Башкова, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефт. хоз-во. –
2011. – № 3. – С. 90–93.
4. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности
глубокопогруженных отложений на территории Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, Т.В. Карасева, С.Е. Башкова // Нефт. хоз-во. – 2011. – № 5. – С. 60–63.
5. Козлова И.А., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Исследование специфических показателей генерации и эмиграции углеводородов рифейско-вендских толщ на территории
Пермского края // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 12. – С. 88–90.
6. Дэвис Дж. Статистика и анализ геологических данных. –
М.: Мир, 1977. – 572 с.
7. Hydrocarbon shows and petroleum source rocks in sediments as 1,7  109 jears / M.I. Jackson, T.I. Powell, R.E. Summons, I.P. Sweet // Nature. – 1986. – Vol. 322. – P. 727–729.
УДК 622.276.031.011.433:532.5
РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА
ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО СОВОКУПНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ*
В.И. Галкин
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет),
В.А. Силайчева
(Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "ПермНИПИнефть" в г. Перми)
На этапе создания фильтрационной модели существует проблема настройки параметра проницаемости,
адаптированного под фактическую работу скважин.
При создании геологической модели значение коэффициента проницаемости определяется на основании
геофизических исследований с увязкой керновых данных. Учет гидродинамических характеристик работы
скважин на данном этапе не проводится. В статье будет рассмотрена возможность разработки методики
10
количественного перехода от проницаемости по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) к проницаемости по гидродинамическим исследованиям скважин (ГДИ) для конкретных месторождений Башкирского свода. Методику предлагается разработать на
примере визейских объектов разработки совместно для
Батырбайского и Красноярско-Куединского месторождений. Данные объекты выбраны потому, что на
них имеется большое число определений коэффициНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ента проницаемости по гидродинамическим данным –
Кпрон.ГДИ.
На первом этапе исследования для возможности
совместного анализа геолого-промысловых данных по
этим объектам разработки определены значения некоторых геолого-геофизических показателей в интервалах гидродинамических исследований скважин. Для
того чтобы анализировать однородные данные, докажем, что они статистически не различаются. Доказательство выполним с помощью статистических критериев. Различия в средних значениях оценим по статистике Стьюдента (tp) и плотностей распределения – по
статистике Пирсона ( 2р ). Данные показатели считаются статистически не различными, если 2р < t2 ; tp < tt.
Значения t2 и tt определяются в зависимости от количества и уровня значимости ( = 0,05). Расчеты
для двух месторождений приведены в табл. 1.
Из табл. 1 видно, что по критерию t средние значения статистически не отличаются по следующим показателям: Кпрон.ГДИ, Кпрон.ГИС, Кп, Кн, Куд.прод, g. Аналогичные данные получены при сравнении плотностей
их распределений. Всё это позволяет использовать данные показатели для прогнозирования Кпрон.ГДИ в качестве единого объекта исследований.
В геологической модели значение коэффициента
проницаемости рассчитывается как функция от пористости, на основании данных керна и ГИС. При построении фильтрационных моделей Батырбайского и
Красноярско-Куединского месторождений для проектирования приняты средние значения проницаемости
по результатам ГДИ. На данном этапе возникает потребность учета гидродинамических данных коэффициента проницаемости, однако методика прогноза проницаемости ГДИ по проницаемости по ГИС не во всех
случаях дает удовлетворительные результаты. О том,
что это действительно так, свидетельствует не очень
тесная корреляция между Кпрон.ГДИ и Кпрон.ГИС – r = 0,35,
tp > tt при количестве определений n = 76. В данной
статье делается попытка увеличения тесноты связи
между фактическими значениями Кпрон.ГДИ и теми значениями, которые рассчитываются по определенным
формулам Кпрон.ГИС, а следовательно, и более близкого
приближения расчетных значений Кпрон.ГИС к данным
по Кпрон.ГДИ с учетом не только данных, полученных
по значениям проницаемости по ГИС, но и с учетом
привлечения к прогнозу дополнительных вышеприведенных в табл. 1 показателей. Для разработки данной
методики прогноза значений коэффициента проницаемости на первом этапе исследований определим, как
сопоставляются вышеприведенные показатели со значениями Кпрон.ГДИ. Количественно связи оценим с помощью вычисления коэффициента корреляции r. Значения r приведены в табл. 2.
Наличие значимых связей между представленными параметрами и значениями Кпрон.ГДИ дает возможность комплексно исследовать, как они влияют на эти
значения.
Таблица 1
Средние значения параметров и статистическая оценка Батырбайского и Красноярско-Куединского месторождений
Показатели
Коэффициент проницаемости по ГДИ – Кпрон.ГДИ , мД
Коэффициент проницаемости по ГИС – Кпрон.ГИС, мД
Коэффициент пористости – Кп, %
Коэффициент нефтенасыщенности – Кн, %
Глубина кровли – Н, м
Эффективная нефтенасыщенная толщина – hэф.н, м
Коэффициент продуктивности – Кпрод., м3/сут/МПа
Коэффициент удельной продуктивности – Куд.прод,
м3/сут/МПа/м
Коэффициент гидропроводности – Кгидр., мкм2м/(мПас)
Обводненность продукции – В, %
Дебит нефти – g, т/сут
Пластовое давление – Pпл., МПа
Забойное давление – Pзаб., МПа
Нефтепромысловое дело 9/2013
Статистические оценки
Средние значения показателей
месторождений
(Стьюдента – tp, Пирсона – 2р)
t1-2
Батырбайского
Красноярско21-2
p1-2
(класс 1)
Куединского (класс 2)
р1-2
1,824
–1,333
83,37
108,98
0,184
0,402
9,100
1,547
227,76
183,24
0,124
0,011
2,940
–0,634
18,14
18,39
0,527
0,230
3,700
–0,777
85,81
86,73
0,439
0,157
39,127
7,630
1473,88
1393,53
0,047
0,000
4,435
2,106
4,5
6,2
0,038
0,108
3,548
2,044
4,8
13,5
0,044
0,109
0,538
–0,785
1,0
1,3
0,434
0,763
6,676
–2,784
2,4
19,2
0,007
0,035
2,940
–1,888
46,0
58,4
0,062
0,229
1,629
0,359
5,74
5,41
0,720
0,442
6,740
–2,774
51,39
56,3
0,000
0,034
8,604
3,466
9,86
6,87
0,001
0,013
11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 2
Корреляционная матрица
Кпрон.ГДИ
Кпрон.ГИС
0,35*
Кп
0,34*
Кн
0,25*
Куд.прод
0,46*
g
0,28*
Кпрон.м
0,56*
*Значимая корреляционная связь.
Для прогноза значений Кпрон.ГДИ по комплексу показателей будем использовать регрессионный анализ.
Возможности использования данного анализа для решения аналогичных задач приведены в работах [1–6].
В результате реализации данного метода получено
следующее уравнение регрессии:
Кпрон.м = 18,93945  Куд.прод + 0,1453  Кпрон.ГИС +
+ 3,38382  g + 14,375;
R = 0,56, p < 0,00000.
Стандартная ошибка вычислений по данной формуле равна 69,3 мД. Формирование данного уравнения происходило в следующей последовательности:
на первом этапе в модель был включен показатель
К уд.прод (R = 0,46), далее Кпрон.ГИС (R = 0,53) и на завершающем – g (R = 0,56). По полученному уравнению вычисляется модельное значение коэффициента
проницаемости Кпрон.м и выполняется его сравнение с
Кпрон.ГДИ с помощью критериев tр и 2р (табл. 3). Также в табл. 3 представлено сопоставление Кпрон.ГДИ с
Кпрон.ГИС.
Таблица 3
Средние значения и статистическая оценка
коэффициентов проницаемости
Средние значения
показателей
Кпрон.ГДИ, мД
Кпрон.м, мД
92,196,3
87,247,8
Кпрон.ГДИ, мД
Кпрон.ГИС, мД
92,196,3
225,5163,7
12
Статистические оценки
(Стьюдента – tp, Пирсона – 2р)
t1-2
21-2
p1-2
р1-2
0,287128
0,398895
0,690538
0,866265
t1-2
21-2
p1-2
р1-2
43,13510
–6,1161
0,00000
0,00000
Выполненные расчеты показали, что средние значения и плотности распределений статистически не
различаются при сравнении Кпрон.м с Кпрон.ГДИ и имеется значительное различие при сравнении Кпрон.ГДИ с
Кпрон.ГИС (см. табл. 3).
Таким образом, привлечение дополнительных показателей к прогнозу значений К прон.ГДИ позволило
значительно увеличить тесноту связи с 0,35 до 0,56
(см. табл. 2). Разработанная методика прогноза коэффициента проницаемости по комплексу геолого-технологических данных может быть использована в том
случае, когда не имеется прямых определений коэффициента проницаемости по данным ГДИ.
ЛИТЕРАТУРА
1. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефт. хоз-во. – 2010. –
№ 1. – С. 52–54.
2. Галкин В.И., Хижняк Г.П. О влиянии литологии на коэффициент вытеснения нефти водой // Нефт. хоз-во. – 2012. –
№ 3. – С. 70–73.
3. Оценка точности определения прогнозных запасов нефти в пределах Соликамской впадины / А.В. Растегаев,
В.И. Галкин, И.А. Козлова, В.Л. Воеводкин, И.В. Ванцева
// Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2010. – № 7. – С. 8–12.
4. Оценка возможностей определения коэффициентов извлечения нефти по обобщенным статистическим моделям
(на примере Пермского края) / В.И. Галкин, С.В. Галкин,
А.Н. Аношкин, И.А. Акимов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2007.– № 10. – С. 51–53.
5. Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидроразрыва пласта (на примере
Повховского месторождения – пласта БВ8) / С.А. Иванов,
К.Г. Скачек, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.А. Шихов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. – С. 42.
6. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного
статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефт. хоз-во. – 2007. – № 9. –
С. 112–114.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 553.98.061.32
РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛАСТА Ю2
ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ (НА ПРИМЕРЕ ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
ООО "ЛУКОЙЛ–ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ")*
К.Г. Скачек
(ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"),
В.И. Галкин, А.В. Растегаев
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
При разработке зональных вероятностных моделей
для прогноза нефтегазоносности пласта Ю2 по геохимическим данным необходимо решить две задачи: первая состоит в том, чтобы верно отобрать те эталонные
участки, которые наилучшим образом описывают их
нефтегазоносность, и вторая – выявить показатели,
которые контролируют нефтегазоносность этих участков. Отметим, что эти задачи во многих случаях между собой связаны. Модели прогноза разрабатывались
по четырем вариантам: первый вариант учитывает влияние на нефтегазоносность пласта Ю2 китербютских
нефтематеринских пород, второй и третий варианты
учитывают влияние на нефтегазоносность пласта Ю2
лайдинских и леонтьевских нефтематеринских пород,
четвертый вариант – сумму всех вышеперечисленных
отложений. Для этих вариантов имеется информация
по следующим характеристикам рассеянного органического вещества (РОВ): содержание органического
углерода – Сорг.,%; содержание хлороформенного экстракта Бхл., %; битумоидный коэффициент – , %; процент содержания в РОВ сапропелевого вещества –
СПРОВ, %. Кроме этого для анализа использованы данные пиролиза пород пласта Ю2, подстилающих и перекрывающих отложений. Здесь имеются данные по
определению Сорг., значений содержания в породе
жидких УВ нефтяного ряда, так называемой "битумоидной" составляющей ОВ – S1, мг УВ/г породы; значений количества УВ, которые могут образоваться при
полной реализации нефтематеринского потенциала содержащегося в ней ОВ – S2, мг УВ/г породы; значений
температуры при которой происходит максимальный
выход продуктов углеводородного типа, полученных
в результате крекинга – Tmax, С; значений водородного индекса – HI, мг УВ/г Сорг.; значений индекса продуктивности – PI, отн. ед. Пробы отобраны с глубин
от 2829 до 3199 м и представлены аргиллитами, алевролитами, мергелями, песчаниками, углями. В этих породах Сорг. варьрирует от 0,09 до 77,2 %, S1 изменяется
в диапазоне от 0,02 до 21,7, мг УВ/г породы, S2 варьирует от 0,06 до 292,2 мг УВ/г породы, Tmax изменяется
в диапазоне 428...447 оС. Индекс HI имеет размах значений 29,7…825 мг УВ/г Сорг.; индекс PI варьирует в
диапазоне от 0,03 до 0,389. Эти данные являются достаточно представительными и охватывают практически весь спектр возможных значений изучаемых геохимических характеристик и, по мнению авторов данной статьи, могут быть использованы для зональных
прогнозных оценок нефтегазоносности пласта Ю2. С
Нефтепромысловое дело 9/2013
целью разделения битумоидов на сингенетичные и
эпигенетичные был построен генетический график
Вассоевича с использованием величин Сорг. и . Для
количественной оценки разделения по графику Вассоевича на сингенетичные и эпигенетичные битумоиды был использован метод пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА). Пример использования ПЛДА для решения подобной геологической задачи приведен в работе [5]. Для китербютских нефтематеринских пород в результате реализации ПЛДА
были получены следующие линейные дискриминантные функции:
Z1 = –63,3052 Бхл. + 87,0303Сорг. – 54,675,
Z2 = –175,613 Бхл. + 69,652Сорг. – 23,348.
По данным функциям была определена каноническая функция Z, позволяющая вычислить значения принадлежности к классу нефтяных зон – Р(Z).
Среднее значение Z для эпигенетичных битумоидов составляет –1,93, для сингенетичных +1,86. В результате статистической обработки было установлено, что для сингенетического ОВ связь между Сорг. и 
имеет следующий вид: э =10,907 – 1,5783Сорг., для
эпигенетического э = 7,663 + 1,8345Сорг.. Используя
распределения точек в пределах графика Вассоевича, с
помощью линейного дискриминантного анализа были
вычислены вероятности отнесения значений к эпигенетическому классу для прогноза нефтегазоносности
пласта Ю2–Рэ. Аналогичные функции разделения на
сингенетичные и эпигенетичные битумоиды построены для лайдинских и леонтьевских нефтематеринских
пород.
При наличии по китербютскому, лайдинскому и
леонтьевскому нефтематеринским пластам данных
только по Сорг. представляется возможным вычислить
модельные значения S1 и S2 с помощью построения
уравнений регрессии.
Значения S1 и S2 определяются по следующим формулам:
S1 = 0,053 + 0,24047Сорг.,
при r = 0,96, tp > tt,
S2 = 1,912 + 3,006947Сорг., при r = 0,94, tp > tt.
По вышеприведенным показателям, характеризующим особенности геохимических характеристик китербютского, лайдинского и леонтьевского горизонтов были вычислены средние значения, среднеквадратичные отклонения раздельно для нефтяных и "пустых"
13
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
зон, и с помощью критерия t выполнена оценка степени их влияния на зональную нефтегазоносность пласта Ю2. Будем считать, что чем больше по критерию t
разделяются средние значения, тем более сильно они
влияют на зональную нефтегазоносность пласта Ю2.
По рассматриваемым геохимическим показателям на
первом этапе прогноза нефтегазоносности пласта Ю2
были построены индивидуальные вероятностные модели. Примеры построения таких вероятностных моделей приведены в работах [1–4]. Здесь построение
индивидуальных вероятностных моделей рассмотрим
на конкретном примере по Сорг. китербютского горизонта. Пусть имеется выборка по Сорг. по данным скважин. Относительно этих скважин известно, что одни из
них расположены на нефтяных участках (1-й класс),
другие – на участках, где нефть не обнаружена ("пустые" участки) – 2-й класс. На первом этапе построения
вероятностной модели для классов 1 и 2 строятся гистограммы по Сорг.. Далее в каждом интервале определяются частости в исследуемых классах. Затем в каждом диапазоне определяются интервальные вероятности принадлежности к 1-му классу. Далее эти вероятности сопоставляются со средними интервальными значениями Сорг.и. По этим данным вычисляется парный
коэффициент корреляции r и строится уравнение, описывающее эту связь. При построении уравнений регрессии производится их корректировка, из условия, что
среднее значение для 1-го класса должно быть больше
0,5, а для 2-го – меньше 0,5. Уравнения регрессии по
всем изучаемым показателям и диапазоны применения
их для китербютского горизонта приведены в табл. 1.
Проанализируем средние значения вероятностей и
оценим "работоспособность" построенных моделей,
приведенных в табл. 1. Для китербютского горизонта
статистические различия средних значений по критерию t получены по Сорг., Бхл., HI, PI. По остальным показателям статистических различий в средних значениях индивидуальных вероятностей не наблюдается.
Анализ уравнений регрессий показывает, что на вероятностном уровне подтверждается наличие влияния
изучаемых характеристик органического вещества на
зональную нефтегазоносность пласта Ю2. Отметим,
что во всех случаях выполнено условие, что для нефтяных зон средние вероятности больше 0,5, а для пустых зон – меньше 0,5. Аналогичный анализ и расчеты
выполнены по геохимическим характеристикам лайдинского и леонтьевского горизонтов.
Далее выполнены исследования по обоснованию
комплексного геохимического критерия Ргеох.. Методику установления Ргеох. приведем на примере китербютского горизонта. Значения Ргеох. вычислим по формуле
Ргеох. 
 Рукв i
,
 Р уквi   (1  Руквi )
где Руквi – соответственно индивидуальные вероятности: Р(Сорг.), Р(Бхл.), Р(), Р(СПРОВ), Р(HI), Р(PI), Р (Рэ).
При вычислении Ргеох. используется такое сочетание вероятностей, при котором средние значения вероятностей Ргеох. наиболее сильно отличаются в изучаемых классах при равном значении m.
Таблица 1
Оценка индивидуальной информативности геохимических показателей по китербютскому горизонту
Показатели
Статистические характеристики
показателей*
Нефтяные зоны,
Пустые зоны,
n = 23
n = 34
Критерии
t
p
Сорг.,%
1,2090,263
0,5630,170
1,0150,256
0,4370,165
2,771634
0,007596
Бхл.,%
0,1200,030
0,5550,163
0,0990,028
0,4440,155
2,579201
0,012607
, %
9,90,7
0,5060,090
9,70,6
0,4930,081
0,574670
0,567858
СПРОВ, %
34,87,2
0,5110,055
31,810,2
0,4880,079
1,202128
0,234464
PI, отн. ед.
0,0570,003
0,5560,169
0,0560,003
0,4350,164
2,680844
0,009673
HI, мг УВ/г Сорг.
468,347,1
0,5530,155
449,844,7
0,448±0,147
–2,55625
0,013375
Рэ, отн. ед.
0,7290,434
0,5690,147
0,3210,443
0,4310,150
3,430264
0,001151
Верхняя строка – уравнение вероятности
принадлежности к классу нефтяных зон;
средняя – область применения модели;
нижняя – диапазон изменения вероятности
Р(Сорг.) = – 0,217 + 0,64513Сорг.
0,65…1,65 %
0,43…0,59
Р(Бхл.) = – 0,092 + 5,3702Бхл.
0,05…0,17 %
0,18…0,82
Р() = – 0,092 + 5,3702
7,8…10,8 %
0,24…0,63
Р(СПРОВ) = 0,271 + 0,04996СПРОВ
12…37 %
0,33…0,53
Р(РI) = –3,104 + 63,129РI
0,05…0,06
0,13…0,77
Р(НI) = 2,098 – 0,0033НI
416…594
0,13…0,72
Р(Рэ) = –3,104 + 61,129Рэ
0,01…0,99
0,32…0,67
* В числителе – среднее значение показателя и стандартное отклонение, в знаменателе – среднее значение вероятности и стандартное
отклонение.
14
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Величины этих вероятностей при разных значениях m приведены в табл. 2.
Таблица 2
К обоснованию прогноза зональной нефтегазоносности
пласта Ю2 по геохимическим характеристикам
китербютского горизонта
Вероятности
Р(Сорг.)
Р(Бхл.)
Сочетание вероятностей при различных m
2
3
4
5
6
7
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
Р()
Р(СПРОВ)
Р(HI)
+
Р(PI)
Р(Рэ)
+
+
Среднее – класс 1 0,622 0,660
Среднее – класс 2 0,384 0,365
t1-2
3,2218 3,2259
p1-2
0,0021 0,0021
% классифик.
Класс 1
73,91 73,91
Класс 2
73,52 70,58
Среднее
73,58 71,92
+
0,679
0,346
3,2647
0,0018
+
+
+
0,700
0,340
3,3214
0,0016
+
+
+
+
0,702
0,338
3,3484
0,0014
+
+
+
+
0,702
0,338
3,3484
0,0014
73,91
73,52
73,58
73,91
73,52
73,58
73,91
70,58
71,92
73,91
70,58
71,92
+
Из табл. 2 видно, что при m от 2 до 7 средние значения Ргеох. для нефтяных зон повышаются от 0,622 до
0,702, для пустых убывают от 0,384 до 0,338. Во всех
рассмотренных вариантах критерий Ргеох(m=2–7) остается информативным. Правильность распознавания по
вероятностям, вычисленным по этим данным, составляет 70...73 %. При дальнейшем анализе будем использовать Ргеох. при m = 2.
Для практических расчетов предлагается использовать следующую формулу:
Pгеох.м-к = –0,237 + 0,366369Рэ + 0,471096Сорг. –
друга. Выполним оценку информативности разработанных комплексных критериев с помощью критериев t и 2, приведенных в табл. 3.
Таблица 3
Оценка информативности комплексных геохимических
показателей китербютского горизонта
Критерии
Z2 = 12,96138Р(Рэ) + 6,60979Р(Бхл.) – 4,78272.
По данным функциям была определена каноническая функция Z, позволяющая вычислить значения принадлежности к классу нефтяных – Р(Z)-к.
Сопоставим значения Pгеох.м и Р(Z)-к путем вычисления значений r и оценки его значимости с помощью критерия t. Значение r = 0,89 при tr > tt. Всё это
показывает, что данные расчетов, выполненных по
двум независимым методикам, контролируют друг
Нефтепромысловое дело 9/2013
Ргеох. м-к
0,6220,270 0,3840,275
Р(Z)-к
0,5320,221 0,3190,207
РКОМП-к
0,6570,266 0,3070,170
t/p
2/p
3,221586
0,002143
3,501559
0,000926
3,671833
0,000546
10,00712
0,006711
11,37586
0,002547
11,62158
0,002142
нивают зональную нефтегазоносность практически
одинаково. В связи с этим построим комплексную
модель, учитывающую значения Pгеох.м и Р(Z).
Данная модель имеет следующий вид:
РКОМП-к = –0,2419 + 0,8599 Pгеох.м +0,6837Р(Z),
при R = 0,998; Fp/Ft = 2906,6; p < 0,000000.
Ошибка модели составляет 0,024.
Оценка влияния геохимических показателей лайдинского и леонтьевского горизонтов на нефтегазоносность пласта Ю2 выполнена точно по такой же методике, что и для китербютского горизонта. Значения
комплексной вероятности для лайдинского горизонта
обозначим РКОМП-ла, для леонтьевского – РКОМП-л.
При разработке модели по четвертому варианту использовались значения РКОМП-к, РКОМП-ла, РКОМП-л. Модели строились с помощью ЛДА и метода условных
комплексных вероятностей – Ргеох.-к. В результате реа1,2
при R = 0,99; Fp/Ft = 30,73; p < 0,000000.
1,0
0,8
0,6
Ргеох.-к
Z1 = 24,22445Р(Рэ) + 1,35780Р(Бхл.) – 8,18540,
Пустые
зоны
Отсюда видно, что критерии Pгеох.м-к и Р(Z)-к оце-
– 0,001779 + 0,000086HI + 0,000005Бхл.
Для контроля полученных значений вероятностей
применим метод ПЛДА, при этом для расчетов были
использованы не значения показателей, а вероятности,
вычисленные по уравнениям, приведенным в табл. 1.
В результате рализации ПЛДА были получены следующие линейные дискриминантные функции:
Нефтяные
зоны
0,4
0,2
0,0
–0,2
–0,2
класс 1
класс 2
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
1,2
Р(Z)
Поле корреляции между Р(Z) и Ргеох.-к для нефтяных
и пустых зон
15
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
лизации ПЛДА были получены следующие линейные
дискриминантные функции:
Z1 = 4,48839РКОМП-л + 7,55936РКОМП-ла +
+ 3,71369РКОМП-к – 5,86134,
Z2 = 3,98982РКОМП-л + 2,12475РКОМП-ла +
+ 1,35780РКОМП-к – 1,72422.
По данным функциям была определена каноническая функция Z, позволяющая вычислить значения вероятностей принадлежности к классу нефтяных зон –
Р(Z). Сопоставим значения Ргеох.-к и Р(Z) путем построения поля корреляции и вычисления значений r
(рисунок). Значение r = 0,89 при tr > tt, в варианте когда сопоставляем значения Ргеох.-к и Р(Z) независимо от
зон нефтеносности. В то же время из поля корреляции
видно, что в пределах поля корреляции выделяются
2 подполя. Нижнее подполе, в основном, связано со
значениями вероятностей, принадлежащих пустым зонам, верхнее – нефтяным зонам. В первом случае уравнение регрессии имеет вид Ргеох.-к = 0,433 + 0,561Р(Z),
при r = 0,76 tr > tt. Во втором случае получено следующее уравнение регрессии: Ргеох.-к = 0,032 + 0,640Р(Z),
при r = 0,69 tr > tt. Всё это показывает, что данные
расчетов, выполненные по двум независимым методикам распределяются для нефтяных и пустых зон в разных частях корреляционного поля. Из вышеизложенного следует, что нефтегазоносность пласта Ю2 в определенной мере была сформирована за счет нефтематеринских пород китербютского, лайдинского и леон-
тьевского горизонтов, а построенные вероятностностатистические модели могут быть использованы для
прогнозных зональных оценок нефтегазоносности данного пласта.
ЛИТЕРАТУРА
1. О связи характеристик органического вещества с плотностью ресурсов углеводородов (на примере Пермского
Прикамья) / С.В. Галкин, И.А. Козлова, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, А.А. Козлов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2012. – № 11. – С. 9–13.
2. Галкин В.И., Шайхутдинов А.Н. Построение статистических моделей для прогноза дебитов по верхнеюрским отложениям Когалымского региона // Нефт. хоз-во. – 2010. –
№ 1. – С. 52–54.
3. Прогнозная оценка нефтегазоносности структур на территории Соликамской депрессии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова, И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. Воеводкин // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ",
2010. – № 7. – С. 4–7.
4. Шайхутдинов А.Н., Галкин В.И. О возможностях прогноза нефтегазоносности юрских отложений вероятностностатистическими методами (на примере территории
деятельности ТПП "Когалымнефтегаз" // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 6. – С. 11–14.
5. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного
статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефт. хоз-во. – 2007. – № 9. –
С. 112–114.
УДК 553.98(571.122)
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТОЛЩИН ПЛАСТА Ю2 НА ЕГО НЕФТЕНОСНОСТЬ
НА ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ТПП "КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ" *
К.Г. Скачек
(ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"),
А.В. Растегаев, В.И. Галкин
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
На территории деятельности ТПП "Когалымнефтегаз" пласт Ю2, залегающий в кровле малышевского
горизонта средней юры, является регионально нефтегазоносным. На Тевлинско-Русскинском, Равенском и
Кечимовском месторождениях выявлены промышленные залежи нефти. Кроме этих месторождений нефтегазоносность установлена в пределах Северо-Конитлорского, Кочевского, Кустовского и Повховского лицензионных участков (ЛУ).
Нефтеносность пласта Ю2 зависит от толщинных,
структурных, литологических, фильтрационно-емкостных, геохимических и ряда других характеристик как
самого пласта Ю2, так и вмещающих его пород. В настоящей статье выполнен анализ влияния различных
толщин пласта Ю2 на его нефтегазоносность с помощью вероятностно-статистических методов [1–5]. Для
16
исследований использовались следующие характеристики пласта Ю2: суммарные толщины пласта Ю2 – Моб.,
суммарные толщины различных типов пород в составе пласта Ю2: глинистых – Мгл., алевритовых – Мал. и
проницаемых – Мпр.. Для изучения влияния данных
показателей на нефтегазоносность пласта Ю2 использовались данные по 122 скважинам, вскрывшим пласт
Ю2 с известным результатом бурения, из которых 68
скважин являются нефтяными, а в 54 скважинах залежи нефти не обнаружены. Данные скважины располагаются в пределах Северо-Сургутской и Северо-Вартовской ступеней (13 скважин на Северо-Конитлорском, Северо-Кочевском и Повховском ЛУ), Ярсомовского мегапрогиба (56 скважин на Кустовском, Равенском и Кечимовском ЛУ) и Сургутского свода (53
скважины на Тевлинско-Русскинском и Кочевском ЛУ).
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 1
Средние значения и стандартные отклонения толщин пласта Ю2
Показатели
Моб. ± об.
С.-Конитлор- С.-Кочевский
ский
29,8±2,22
32,0±1,73
Повховский
Лицензионные участки
Кустовский
Равенский
Кечимовский Т.-Русскинский
20,5±3,0
30,6±2,0
Кочевский
24,8±6,29
26,5±5,13
29,4±2,84
Мпр. ± пр.
8,6±0,22
5,8±0,29
5,4±1,82
9,3±2,01
8,0±2,60
6,0±0,94
10,7±2,27
8,6±1,18
Мал. ± ал.
0,8±0,43
0,6±0,13
6,2±4,08
6,8±2,82
7,8±2,86
2,4±2,08
2,5±2,28
0,5±0,08
Мгл. ± гл.
30,3±0,96
32,4±1,67
12,3±10,63
18,1±6,19
21,2±4,18
19,0±4,5
27,5±3,53
31,0±1,41
На первом этапе проанализируем изменение различных толщин пласта Ю2 в пределах крупных тектонических элементов и ЛУ (табл. 1).
Как видно из табл. 1, максимальные значения средней общей толщины пласта Ю2 наблюдаются на Северо-Кочевском, Тевлинско-Русскинском и Кочевском
участках, а минимальное – на Кечимовском ЛУ. Среднее значение суммарной толщины проницаемых пород максимально на Тевлинско-Русскинском участке,
а минимально – на Северо-Кочевском и Повховском
ЛУ. Максимальные средние значения толщин алевритовых пород в составе пласта Ю2 приурочены к Повховскому, Кустовскому и Равенскому ЛУ, а минимальные – к Северо-Конитлорскому, Северо-Кочевскому и
Кочевскому ЛУ. Средние значения суммарной толщины глинистых пород в составе пласта Ю2 максимальны на Северо-Конитлорском, Северо-Кочевском, Тевлинско-Русскинском и Кочевском ЛУ, а минимальны –
на Повховском участке. Необходимо отметить, что максимальная дифференциация между участками наблюдается только по показателю Мал. (до 15 раз), по остальным показателям средние значения отличаются не
более чем в 2 раза.
Необходимо отметить, что общая толщина лучше
всего контролируется суммарной толщиной глин, коэффициент корреляции r между ними статистически
значимый и равен 0,66. Также статистически значимые,
но менее сильные корреляционные связи существуют
между Моб. и Мпр. (r = 0,52) и Мал. и Мгл. (r = –0,51),
причем последняя связь отрицательная, т. е. при увеличении Мал. уменьшается Мгл..
Как видно из табл. 1, участки в пределах одной крупной тектонической единицы характеризуются близкими значениями рассматриваемых толщин. Исключение
составляет только Повховский ЛУ (Северо-Вартовская
ступень). Но он по большинству своих характеристик
схож с Кустовским и Равенским ЛУ (Ярсомовский мегапрогиб). В связи с этим в дальнейшем будут объединены обучающие выборки этих двух крупных тектонических элементов.
Как показывает практика, прогнозные статистические модели "работают" наиболее эффективно только
в том случае, если они построены для участков со схожим геологическим строением. В связи с этим сравним
обучающие выборки для крупных тектонических элементов по различным толщинам пласта Ю2 по критерию t (табл. 2). Это позволит установить, необходимо
ли строить прогнозные модели для каждого тектонического элемента отдельно, или некоторые из них можно объединить.
Нефтепромысловое дело 9/2013
30,2±0,75
Основные статистические характеристики для всех
крупных тектонических элементов и их попарное сравнение по критерию t приведены в табл. 2. Как видно
из табл. 2, ни по одному из толщинных показателей
Северо-Сургутская ступень не отличается от Ярсомовского мегапрогиба, обучающая выборка которого была ранее дополнена данными по четырем скважинам
Северо-Вартовской ступени. В то же время СевероСургутская ступень на статистическом уровне отличается от Сургутского свода, а последний, в свою очередь, от Ярсомовского мегапрогиба.
Таблица 2
Анализ степени сходства крупных тектонических
элементов по толщинам пласта Ю2
Северо-Сургутская ступень и Ярсомовский мегапрогиб
№ Показа- Mean ± Std.Dev. Mean ± Std. Dev
п/п
тели
Кл. 1
Кл. 2
t
p
1
М об.
27,3±5,1
24,5±5,60
1,28 0,2060
2
М пр.
7,0±2,1
7,2±2,23
–0,33 0,7460
3
М ал.
3,5±3,9
4,7±3,60
–0,89 0,3764
4
М гл.
21,3±11,9
19,9±4,92
0,54 0,5924
Северо-Сургутская ступень и Сургутский свод
1
М об.
27,3±5,1
30,6±2,11
–3,21 0,0024
2
М пр.
7,0±2,1
10,5±2,27
–4,12 0,0001
3
М ал.
3,5±3,9
2,5±2,37
0,96 0,3425
4
М гл.
21,3±11,9
27,6±3,61
–2,96 0,0047
1
М об.
24,5±5,6
30,7±2,11
–6,73 0,0000
2
М пр.
7,2±2,2
10,5±2,27
–6,97 0,0000
3
М ал.
4,7±3,6
2,5±2,37
3,43 0,0009
4
М гл.
20,0±4,9
27,6±3,61
–8,39 0,0000
Ярсомовский мегапрогиб и Сургутский свод
П р и м е ч а н и е. Серым цветом выделены статистически значимые различия параметров между классами обучающей выборки.
Выполненные исследования показали, что для изучения влияния толщин пласта Ю2 на его нефтегазоносность можно построить две прогнозные модели. Первая модель для Ярсомовского мегапрогиба, дополненная данными по Северо-Сургутской и Северо-Вартовской ступеням, и вторая – для Сургутского свода.
Необходимо отметить, что эти два крупных тектонических элемента также отличаются как по процентному отношению толщин различных типов пород в
общей толщине пласта Ю2 (табл. 3), так и по соотношению различных типов пород, что хорошо видно на
корреляционных полях, приведенных на рис. 1.
17
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
14
10
10
Мпр.
М пр.
14
6
6
2
0
10
20
30
40
2
16
20
24
28
М гл.
М об.
а
б
32
36
Рис. 1. Корреляционные поля между Мпр. и Мгл. (а) и Мпр. и Моб. (б):
 – Ярсомовский мегапрогиб, Северо-Вартовская и Северо-Сургутская ступени;  – Сургутский свод
Таблица 3
Процентное отношение толщин различных типов пород
к общей толщине пласта Ю2
Тектонический элемент Мал./Моб. Мгл./Моб. Мпес./Моб. Мпр./Моб.
Ярсомовский мегапрогиб
16,9
74,5
8,6
26,8
Сургутский свод
7,8
86,6
5,6
33,0
Как видно из табл. 3 основную долю в общей толщине пласта Ю 2 занимают глинистые породы. Для
Сургутского свода их доля составляет 86,6 %, а для
Ярсомовского мегапрогиба она несколько меньше и
равна 74,5 %. Также на территории Сургутского свода
выше доля проницаемых пород (33,0 %), чем на Ярсомовском мегапрогибе (26,8 %). Доля алевритовых и
песчанистых пород, наоборот, выше на Ярсомовском
мегапрогибе, причем по отношению Мал./Моб. разница
составляет 2,2 раза. Данные различия хорошо проиллюстрированы и на корреляционных полях между Мпр.
и Мгл. (см. рис. 1, а) и Мпр. и Моб. (см. рис. 1, б).
Для разработки прогнозных моделей для Ярсомовского мегапрогиба, Северо-Вартовской и Северо-Сургутской ступеней была создана обучающая выборка
по скважинам с известным результатом бурения, состоящая из следующих толщин пласта Ю2: Моб., Мпр.,
Мал. и Мгл.. Нефтяные скважины обучающей выборки
отнесем к классу 1, скважины, в которых отсутствует
коллектор или получен приток воды, отнесем к классу 2. Для каждого показателя рассчитывались основные статистические характеристики, строились гистограммы, вероятностные кривые и определялся процент
правильного распознавания эталонной выборки.
По результатам выполненных расчетов установлено, что средние значения по критерию t статистически
отличаются только для Моб., причем общая толщина
пласта Ю2 в пустых скважинах больше, чем в нефтяных. По остальным толщинам средние значения на статистическом уровне не отличаются.
Аппроксимация значений вероятностей линейными зависимостями позволила построить для каждого
18
показателя одномерные модели прогноза нефтегазоносности. Для общей толщины пласта Ю2 модель имеет
следующий вид:
Р(Моб.) = 0,837– 0,0143Моб..
При изменении Моб. от 16 до 36 м Р(Моб.) уменьшается от 0,61 до 0,32. Граничное значение Моб., при котором вероятность отнесения объекта к классу нефтяных равна 0,5, составляет 24 м. Правильная распознаваемость обучающей выборки по вышеприведенному
уравнению регрессии составляет 70 %, при этом нефтяные объекты распознаются несколько лучше (71 %),
чем пустые (69 %).
Для суммарной толщины проницаемых пород в составе пласта Ю2 линейное уравнение регрессии имеет
вид
Р(Мпр.) = 0,466 + 0,0036Мпр..
При изменении Мпр. от 3 до 15 м значение Р(Мпр.)
незначительно увеличивается от 0,48 до 0,52. Граничное значение Мпр. равно 9 м. Правильность распознавания обучающей выборки по данному показателю
низкая и равна всего 53 %.
Для суммарной толщины алевритовых пород в составе пласта Ю2 получена следующая модель:
Р(Мал.) = 0,5928 – 0,0244Мал..
При изменении Мал. от 0,2 до 12 м значение Р(Мал.)
уменьшается более значительно, чем по Р(Мпр.), – от
0,60 до 0,30. Граничное значение Мал. равно 4 м. Правильность распознавания обучающей выборки несколько выше, чем в предыдущем случае, и равна 55 %, при
этом нефтяные и пустые зоны распознаются практически одинаково.
Для суммарной толщины глинистых пород в составе пласта Ю2 значение Р(Мгл.) от Мгл. изменяется по
следующей зависимости:
Р(Мгл.) = 0,4349 + 0,0034Мгл..
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При изменении Мгл. от 2 до 35 м значение Р(Мгл.)
повышается от 0,44 до 0,56. Граничное значение Мгл.
равно 18 м. Обучающая выборка, как и в предыдущем
случае, распознается на уровне 55 %, при этом нефтяные скважины классифицируются несколько лучше
(64 %), чем пустые (48 %).
Оценив информативность отдельных толщин, построили многомерную прогнозную модель. Методика
построения такой модели следующая. По информативным показателям Моб., Мал. и Мгл. с помощью дискриминантного анализа было построено уравнение линейной дискриминантной функции и получено аналитическое выражение для расчета комплексной вероятности прогноза нефтеносности Р(Z). Далее с помощью
многомерного регрессионного анализа для обучающей
выборки была установлена связь между значениями
Р(Z) и информативными показателями. В результате
чего было получено многомерное уравнение регрессии для определения комплексной вероятности отнесения объекта к классу нефтяных:
Рком. = 1,090055 – 0,070161Моб. + 0,053463Мал. +
+ 0,043044Мгл., R = 0,98.
По данной формуле были выполнены расчеты для
объектов обучающей выборки: определены средние значения и стандартные отклонения для классов нефтяных и пустых скважин, выполнено их сравнение по
критерию t, определен процент правильного распознавания обучающей выборки. Результаты расчетов свидетельствуют, что для Рком. наблюдается максимальное различие средних значений по критерию t. Также
для комплексного показателя характерна и максимальная распознаваемость обучающей выборки на уровне
77 %, при этом пустые скважины распознаются лучше
(81 %), чем нефтяные (72 %).
Для разработки прогнозных моделей для Сургутского свода была создана обучающая выборка по анализируемым толщинам по скважинам с известным результатом бурения. Для каждого показателя, как и в
предыдущем случае, рассчитывались основные статистические характеристики, строились гистограммы, вероятностные кривые и определялся процент правильного распознавания эталонной выборки.
Результаты расчетов свидетельствуют, что средние
значения по критерию t статистически отличаются только для Мпр., причем среднее значение суммарной толщины проницаемых пород в составе пласта Ю2 в нефтяных скважинах больше, чем в пустых. По остальным
толщинам средние значения на статистическом уровне
не отличаются.
Аппроксимация значений вероятностей линейными
зависимостями позволила получить для каждого показателя одномерные модели прогноза нефтегазоносности. Для общей толщины пласта Ю2 модель имеет
следующий вид:
Р(Моб.) = 0,0312 + 0,0143Моб..
При изменении Моб. от 26 до 38 м значение Р(Моб.)
увеличивается от 0,40 до 0,54. Граничное значение Моб.,
Нефтепромысловое дело 9/2013
при котором вероятность отнесения объекта к классу
нефтяных равна 0,5, составляет 33 м. Правильность распознавания обучающей выборки по данному показателю низкая и равна 42 %, при этом 85 % нефтяных
объектов отнесено к классу пустых.
Для суммарной толщины проницаемых пород в составе пласта Ю2 получим следующее уравнение регрессии:
Р(Мпр.) = –0,5633 + 0,1043Мпр..
При повышении значений Мпр. от 5 до 15 м величина Р(Мпр.) увеличивается от 0,10 до 0,90. Граничное
значение Мпр. равно 10,2 м. Общая распознаваемость
обучающей выборки по вероятностной кривой достаточно высокая и равна 70 %, при этом нефтяные объекты распознаются несколько хуже (69 %), чем пустые
(72 %).
Для суммарной толщины алевритовых пород в составе пласта Ю2 линейная модель имеет следующий
вид:
Р(Мал.) = 0,4149 + 0,0325Мал..
При изменении Мал. от 0,2 до 8 м значение Р(Мал.)
возрастает от 0,44 до 0,68. Граничное значение Мал. равно 2,2 м. Правильность распознавания обучающей выборки значительно ниже, чем в предыдущем случае, и
равна 53 %, при этом нефтяные объекты распознаются значительно хуже (41 %), чем пустые (75 %).
Для суммарной толщины глинистых пород в составе пласта Ю2 получено следующее уравнение регрессии:
Р(Мгл.) = 1,12 – 0,0231Мгл..
При изменении Мгл. от 18 до 38 м Р(Мгл.) уменьшается от 0,65 до 0,25. Граничное значение Мгл. равно 27 м.
Обучающая выборка распознается на уровне 60 %, при
этом нефтяные скважины классифицируются несколько лучше (63 %), чем пустые (56 %).
Далее по толщинам Мпр., Мал. и Мгл. с помощью последовательного использования линейного дискриминантного анализа и многомерного регрессионного анализа была построена многомерная прогнозная модель,
которая имеет следующий вид:
Рком. = –2,26037 + 0,16469Мпр. + 0,07744Мал. +
+ 0,03504Мгл., R = 0,97.
По данной формуле были выполнены расчеты для
объектов обучающей выборки, которые показали, что
для Рком. наблюдается максимальное различие средних
значений по критерию t. Также для комплексного показателя характерна и наилучшая распознаваемость
обучающей выборки на уровне 79 %, при этом пустые
скважины распознаются хуже (69 %), чем нефтяные
(85 %).
Проанализируем, как "работают" прогнозные модели на эталонной выборке в пределах всей территории деятельности ТПП "Когалымнефтегаз". Для этого
по многомерным моделям были рассчитаны комплексные вероятности для эталонных объектов в пределах
19
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
16
Неверно
Верно
Верно
14
12
n
10
8
6
4
Неверно
расклассифицировано также 11 скважин,
причем 6 из них находятся в интервале
неопределенности 0,53...0,56; правильность
распознавания эталонной выборки равна
77 %. Общая распознаваемость эталонной
выборки 78 %.
Таким образом, выполненный анализ
разработанных прогнозных моделей показывает, что они могут быть использованы
при прогнозе нефтегазоносности пласта Ю 2.
ЛИТЕРАТУРА
2
1. Прогнозная оценка нефтегазоносности
структур на территории Соликамской депрес0
сии / В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова,
–0,1 0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
–0,1 0,1
0,3
0,5
0,7
0,9
И.В. Ванцева, С.Н. Кривощеков, В.Л. ВоеводНефтяные
Пустые
кин // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО
Рком.
"ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С. 4–7.
2. Оценка точности определения прогнозных
Рис. 2. Гистограммы Рком. для нефтяных и пустых скважин
запасов нефти в пределах Соликамской впадины / А.В. Растегаев, В.И. Галкин, В.Л. КозСургутского свода и Ярсомовского мегапрогиба, вклюлова, И.В. Воеводкин, И.А. Ванцева // Нефтепромысловое
чая Северо-Сургутскую и Северо-Вартовскую ступедело. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ, 2010. – № 7. – С. 8–12.
ни. Результаты расчетов были объединены в одну вы3. Зонально-локальная оценка перспектив нефтегазоносборку и по ней построены гистограммы отдельно для
ности Соликамской депрессии / В.И. Галкин, И.А. Козлов,
нефтяных и пустых скважин (рис. 2). Для нефтяных С.В. Галкин, А.В. Растегаев, В.В. Мелкомуков // Геология,
скважин верная классификация соответствует значени- геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождеям Рком. > 0,5, а для пустых – значениям Рком. < 0,5.
ний. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 10.– С. 8–11.
Из рис. 2 видно, что для класса нефтяных скважин 4. Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного
по Pком. неверно расклассифицировано 11 скважин, при- анализа для изучения фациальной зональности турнечем 4 из них находятся в интервале неопределенности фаменского карбонатного комплекса Сибирского место0,44...0,49; правильность распознавания эталонной вы- рождения // Нефт. хоз-во. – 2007. – № 9. – С. 112–114.
борки равна 79 %. При этом отметим, что максималь- 5. Davis C.J. Estimation of the probability of success in petroное количество скважин находится в интервале Pком. leum exploration // Mathematical Geology. – 1977. – Vol. 9. –
0,7…1,0. Для класса пустых скважин по Pком. неверно № 4. – Р. 409–427.
УДК 622.276.1/.4
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕАЛИЗУЕМОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ
ПЛАСТА БС4-5 ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ*
И.А. Козлова, И.О. Мальцева
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Приразломное нефтяное месторождение является
многопластовым и многообъектным. В разрезе месторождения выделяется 7 эксплуатационных объектов
(пласты Ач5, Ач1-4, БС4-5, БС2, БС1, АС112, АС111). Основным эксплуатационным объектом является продуктивный пласт БС4-5 готерив-барремского нефтегазоносного комплекса, содержащий 83 % от начальных геологических запасов. Пласт БС4-5 представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов, причем в нижней части продуктивного интервала песчаники преимущественно развиты в виде изолированных
20
линзовидных тел различных размеров и сравнительно
небольшой толщины, а в верхней части прослеживается монолитный площадной характер их распространения. В разрезе продуктивного пласта БС4-5 в пределах месторождения выделяются от 1 до 10 прослоев
коллекторов различной толщины, большая часть которых имеет толщину не более 1 м. Следует отметить,
что в западной части месторождения число проницаемых прослоев и их толщина больше, чем в восточной.
Толщина глинистого раздела между монолитной и расчлененной частями продуктивного интервала колеблетНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 1. Динамика добычи нефти
по пласту БС4-5 для различных
сеток скважин
ся в пределах от 0,4 до 9,4 м, причем на большей площади залежи его толщина не превышает 0,4…1,6 м. В целом коллекторы характеризуются невыдержанностью
литологического состава и толщин, пониженными коллекторскими свойствами, существенно изменяющимися по площади и разрезу. Так, средняя проницаемость
коллекторов характеризуется значениями 4,6×10–3 мкм2
при расчлененности, равной 10,7.
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллекторов пласта БС4-5 изучены по керну и данным ГИС. Для
оценки распределения значений ФЕС был выполнен
первичный статистический анализ и определены средние значения пористости и проницаемости, размах значений и стандартные отклонения. Анализ был выполнен по разрезу, т. е. для пласта в целом и раздельно для
его монолитной и расчлененной частей (табл. 1).
Приведенные данные свидетельствуют о том, что пористость в пределах монолитной и расчлененной частей пласта изменяется в близких диапазонах и имеет
достаточно низкий коэффициент вариации. Тогда как
проницаемость монолитной части пласта имеет больший диапазон изменений, нежели расчлененной части
при сравнительно высоких значениях вариации. Таким
образом, коллекторы пласта БС4–5, характеризующиеся
высокой степенью расчлененности, обладают существенной неоднородностью коэффициента проницаемости по разрезу.
Проектным документом на разработку пласта БС4–5
было предусмотрено выделение в пределах залежи опытных участков разработки с индивидуальной сеткой скважин, соответствующей геологическому строению. В ходе эксплуатации пласта БС4–5 фактически была реализована система разработки 5 опытных участков с различными сетками скважин: 7-точечной (25,1 га/скв.) системой размещения скважин в южной части залежи; уплот-
Рис. 2. Распределение дебитов скважин для 3-рядной
и 7-точечной сеток скважин
ненной 5-рядной (16,9 га/скв.), 3-рядной с лобовым размещением (23,8 га/скв.), 3-рядной с треугольной сеткой
(25,1 га/скв.) и 9-точечной (25,2 га/скв.) в северной части залежи. При этом распределение фонда скважин следующее: подавляющее количество скважин (55 % от всего фонда) приходится на 3-рядную сетку скважин, 24 % –
на 7-точечную и 11 % – на 5-рядную, 1-рядную и 9-точечную системы разработки. Таким образом, основная
добыча приходится на 3-рядную систему размещения
скважин, которой разбуривается большая часть залежи
(рис. 1).
Поскольку применение каждой из сеток обусловлено неоднородностью геологического строения пласта
не только по разрезу, но и по площади, рассмотрим некоторые площадные особенности неоднородности коллекторов пласта. Для этого выполним анализ эффективных
нефтенасыщенных толщин для каждого из опытных участков. В результате анализа выявлено, что наибольшими
Таблица 1
Некоторые статистические характеристики ФЕС пласта БС4-5
Пласт БС4-5 в целом
Пористость, %
Проницаемость, мкм2
0,3...86,5
14...20
17,5±0,07
14±1,13
Нефтепромысловое дело 9/2013
Монолитная часть пласта БС 4–5
Пористость, %
Проницаемость, мкм2
14...20
0,3...86,5
17,6±0,07
15,3±1,13
Расчлененная часть пласта БС 4–5
Пористость, %
Проницаемость, мкм2
13,3...19,7
0,6...53,2
17,2±0,08
11,3±1,25
21
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 3. Зависимость дебитов нефти
от эффективных нефтенасыщенных
толщин для разных сеток скважин
пласта БС4–5
жин (большая часть залежи) значения толщин
варьируются в более широком диапазоне (от 6
до 22 м), что напрямую свидетельствует о высокой степени неоднородности распределения эффективных нефтенасыщенных толщин по площади разрабатываемой залежи.
В табл. 2 приведены основные фильтрационно-ёмкостные и геолого-физические характеристики отдельных опытных участков пласта, на которых реализованы соответственно 7точечная, 3-рядная, 5-рядная, 1-рядная, 9-точечная сетки скважин.
Анализ табл. 2 показывает, что коллектор в
пределах опытного участка 1 характеризуется
относительно высокими ФЕС, высокими значениями гидропроводности, доли коллектора
Рис. 4. Средний дебит нефти на единицу эффективной толщины
после ГРП при вводе новых скважин
в пласте, наибольшими эффективными нефтенасыщенными толщинами. Для коллекторов в
эффективными нефтенасыщенными толщинами харакпределах остальных участков характерны ботеризуются коллекторы в зоне опытного участка 1 с лее низкие значения. Эти участки, в свою очередь, можреализованной на нем 7-точечной сеткой, с достаточно но объединить в 2 группы, в каждой из которых параузким диапазоном их изменения (от 16 до 22 м). Для метры пласта варьируются незначительно. К первой из
коллекторов в зонах применения остальных сеток сква- них отнесем опытные участки 2 и 4 с реализацией на
Таблица 2
Сводная таблица геолого-физических характеристик коллектора опытных участков пласта БС4-5
и соответствующих им сеток скважин
22
Эффективная
нефтенасыщенная
толщина h эф.н
Коэффициент
песчанистости
Кп = h эф.н/hобщ.
Коэффициент
пористости Кпор.
7-точечная
3-рядная
5-рядная
1-рядная
9-точечная
Подвижность
нефти α = Кпр. /μн,
×10–3 мкм2/(мПа·с)
1
2
3
4
5
Коэффициент
проницаемости
Кпр. ср., ×10–3 мкм2
Сетка
скважин
Вязкость нефти μн,
мПа·с
Номер опытного участка
Основные фильтрационно-емкостные и геолого-физические
характеристики опытных участков пласта БС 4-5
1,3
1,3
1,3
1,3
1,3
6,4
5,6
5,7
5,2
5,7
4,92
4,30
4,38
4,00
4,38
19,4
14,9
13,9
16,9
14,0
0,49
0,45
0,43
0,41
0,48
19,9
15,7
16,9
15,1
16,8
Плотность
сетки скважин,
×104 м2/скв.
16...25
20
Система заводнения
Внутриконтурное
с разрезанием на блоки
с элементами очагового
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
них рядных сеток скважин (3- и 1-рядной, соответственно), ко второй – опытные участки 3 и 5 (с реализованными 5-рядной и 9-точечной сетками, соответственно).
Применение обращенной 7-точечной сетки скважин в пределах южного опытного участка 1 обусловлено относительной однородностью коллектора и высокой проницаемостью. На остальной части залежи,
характеризующейся большей степенью неоднородности и значительной вариацией ФЕС, на опытных участках 2 и 4 были запроектированы линейная 3-рядная
и 1-рядная сетки скважин, соответственно. В северной
части залежи на опытных участках 3 и 5 были реализованы 5-рядная и 9-точечная сетки скважин. Особенностью северной части залежи является высокий коэффициент расчлененности пласта (до 14,8) с его значительной вариацией.
Для оценки эффективности применения различных
сеток скважин в различных геологических условиях
пласта БС4-5 были построены гистограммы распределения дебитов, обводненности скважин и эффективных
нефтенасыщенных толщин для каждого из опытных
участков. В качестве примера на рис. 2 приведено распределение дебитов для 3-рядной и 7-точечной сеток
скважин.
Так, для скважин 7-точечной сетки характерны наибольшие значения дебитов (63 т/сут) при широком диапазоне их изменения (15...75 т/сут). Такие дебиты обусловлены самыми высокими значениями проницаемости относительно других частей залежи, максимальной нефтенасыщенной толщиной коллектора, представленной в большей степени монолитной частью
пласта и высокой песчанистостью (см. табл. 2). Тогда
как для скважин 3-рядной сетки характерны меньшие
дебиты (до 15 т/сут) с достаточно узким диапазоном
изменения (1…15 т/сут), обусловленные, в свою
очередь худшими геолого-физическими характеристиками коллекторов (см. табл. 2).
Для выявления влияния параметра толщины коллектора на эффективность сеток скважин была построена зависимость дебитов скважин от эффективных нефтенасыщенных толщин для различных сеток
скважин (рис. 3).
Анализ построенной зависимости показывает, что
система разработки с 7-точечной сеткой скважин более эффективна относительно других сеток скважин,
так как дебиты скважин данной сетки изменяются в
диапазоне от 30 до 67 т/сут, тогда как для всех остальных сеток дебиты изменяются лишь в диапазоне
от 5 до 22 т/сут.
Таким образом, проведенный анализ геологических
характеристик пласта позволяет однозначно положительно решить вопрос эффективности работы системы воздействия на пласт лишь на одном из опытных
участков – это участок 1 с 7-точечной сеткой скважин.
В связи с этим на остальной части залежи необходимо
проведение мероприятий по усовершенствованию реализуемых систем разработки.
Основным методом, позволяющим увеличить эффективность реализуемой системы разработки, являНефтепромысловое дело 9/2013
ется метод гидравлического разрыва пласта (ГРП). Данный метод уже применяется для фонда скважин Приразломного месторождения, и его широкомасштабное
применение позволяет поддерживать добычу на запроектированном уровне. Для пласта БС4-5 возможны
3 вида ГРП: ГРП на переходящем фонде (для скважин,
которые вводились в эксплуатацию ранее без ГРП);
ГРП при вводе новых скважин – высокотоннажные
ГРП; повторные ГРП (с увеличенной массой проппанта для подключения дополнительных пропластков, не
вовлеченных в разработку) [1–5].
Так, проведение высокотоннажных ГРП при вводе
новых скважин, начиная с 2004 г., отразилось на средних дебитах нефти (рис. 4).
Согласно приведенному графику, наблюдается большая продолжительность от эффекта ГРП (свыше 3 лет)
на новых скважинах. Удельный прирост дебитов составляет от 1,5 до 5,5 т/сут на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины. Именно поэтому данный метод рекомендован в качестве метода усовершенствования реализуемой системы разработки на опытных
участках 2–5.
Таким образом, в результате проведенного анализа
были изучены закономерности изменения по площади
и разрезу фильтрационно-емкостных и геолого-физических свойств коллекторов пласта БС4-5, выполнена
оценка эффективности применяемых сеток скважин
на различных опытных участках и показана необходимость усовершенствования системы разработки на
опытных участках 2, 3, 4 и 5 посредством проведения
ГРП.
ЛИТЕРАТУРА
1. Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи пластов и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефт. хоз-во. –
2008. – № 10. – С. 6–13.
2. Зиятдинов И.Х., Гоголашвили Т.Л., Прокошев Н.А. Перспективный способ интенсификации выработки запасов
нефти из низкопроницаемых коллекторов // Нефт. хоз-во. –
2000. – № 11. – С. 12–15.
3. Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2010. – № 7. – С. 54 – 58.
4. Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидроразрыва пласта (на примере
Повховского месторождения – пласт БВ8) / С.А. Иванов,
К.Г. Скачек, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.А. Шихов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. –
С. 42–45.
5. Taber J.J., Martin F.D., Seright R.S. EOR Screening Criteria
Revisited. Part 1: Introduction to Screening Criteria and Enhanced Recovery Field Projects // SPE Reservoir Engineering. –
August 2011.
23
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.4
МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ В КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЯХ ШАГИРТСКО-ГОЖАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ*
С.В. Галкин, А.П. Савельева, А.А. Щербаков, Р.В. Дворецкас, Д.А. Керн
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Таблица 2
Применение методов увеличения
нефтеотдачи (МУН) позволяет наи- Результаты выполненных на скважинах геолого-технических мероприятий
более эффективно и полно разраба№
Мероприятия Число
Доля от всего
Средняя проСредний
тывать находящиеся на завершающей
п/п
объема доп.
должительность годовой прирост
добычи нефти, % эффекта, сут
нефти, т/сут
стадии месторождения с трудноизДН-9010
12
30,3
558
4,1
влекаемыми запасами и стабилизи1
КО
ИТПС
4
2,2
285
1,6
ровать добычу [4].
2
КСПЭО-2
1
–
290
–
Шагиртско-Гожанское месторож3
РИР
1
0,5
370
4,6
дение состоит из двух поднятий: Го4
РБ
13
66,5
794
6,2
жанского и Шагиртского, открытых
5
Дострел
3
0,3
–
4,2
в 1954 и 1971 гг., соответственно
(табл. 1). На 01.01.2012 г. залежь неф6
ВПП
6
0,11
420
0,4
ти пласта В3В4 находится на третьей
7
Перевод
6
10,9
–
6,0
стадии разработки: с начала эксплуаИтого
40
100,0
453
3,9
тации отобрано 50 % от утвержденных НИЗ, текущий КИН составляет 0,2; накопленная шихся интервалов цементом в одной скважине. На накомпенсация отбора жидкости закачкой 124 %; добы- гнетательных скважинах применена технология выча нефти находится на стабильном уровне, фонд сква- равнивания профиля приёмистости (ВПП) (ЭКС-М –
жин снижается и составляет 73 % от максимального. на 5 скважинах и ДТС – на 1 скважине) и кислотные
В 2005–2011 гг. произошел рост добычи нефти на 43 %, обработки (КСПЭО-2Н) на 1 скважине.
За критерий эффективности ГТМ приняты значеобводненность снизилась до 53 %.
ния
мгновенного (разница между дебитом нефти до
Для выбора скважин-кандидатов и геолого-технимероприятия
и сразу после его проведения) и среднеческих мероприятий (ГТМ) в скважине на первом этагодового
(среднее
значение прироста нефти за 12 мес
пе необходимо провести анализ МУН, применяемых
с
момента
проведения
мероприятия) прироста выше
на залежи, с последующим гидродинамическим модесреднего
по
скважинам.
лированием [1, 5, 6].
Средний мгновенный прирост для технологии раВ период с 2007 по 2011 г. на объекте проведены
диального
бурения составляет 7,0 т/сут, для кислотных
(табл. 2): радиальное бурение (РБ) (13 скважин); киобработок
– 4,5 т/сут, средний годовой прирост сослотные обработки (КО) составом ДН-9010 и ИТПС
ставляет
6,2
и 3,5 т/сут, соответственно, что подтвер(16 скважин); в 3 скважинах осуществлены перестреждает
эффективность
проведения мероприятий.
лы и дострелы; работы по изоляции (РИР) обводнивПо результатам анализа МУН предложено раздеТаблица 1 лить скважины на 3 группы для выбора ГТМ, в соответствии с полученными приростами – мгновенным и
Геолого-физическая характеристика объекта разработки среднегодовым:
I группа – скважины, по которым получен и мгноЗначение
№
венный и среднегодовой приросты. Скважины, отнеПараметры
параметров
п/п
пласта В3В4
сенные к I группе, имеют высокие значения остаточ1 Средняя глубина залегания кровли, м
933
ных извлекаемых запасов и улучшенные коллектор2 Тип коллектора
Карбонатный
ские свойства, низкую обводненность, получен при3 Средняя нефтенасыщенная толщина, м
4,2
рост дебита по нефти, который держится на стабиль4 Пористость, доли ед.
0,162
ном уровне (рис. 1, а);
5 Проницаемость, мкм2
0,123
II группа – скважины, по которым получен мгно6 Коэффициент песчанистости, доли ед.
0,27
венный прирост, но не получен среднегодовой. Дебит
снижается до первоначального, что объясняется нали7 Коэффициент расчлененности
4,3
чием остаточных извлекаемых запасов в районе сква8 Начальное пластовое давление, МПа
10,5
жины и низкой проницаемостью отдаленной зоны пла9 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
6,38
ста (ОЗП) (рис. 1, б);
10 Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
0,852
11
12
13
24
Плотность нефти в поверхностных
условиях, т/м3
Давление насыщения нефти газом, МПа
Газосодержание, м3/т
0,869
8,35
29,6
* Исследования выполнены при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации в рамках реализации ФЦП
"Научные и научно-педагогические кадры инновационной России"
на 2009–2013 годы (Соглашение 14.B37.21.0685).
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Рис. 1. Динамика технологических показателей эксплуатации добывающих скважин, на которых проведены ГТМ:
а – пример I группы скважин; б – пример II группы скважин; в – пример III группы скважин
Нефтепромысловое дело 9/2013
25
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
а
б
Рис. 2. Разрез по скважине на примере куба текущей нефтенасыщенности при моделировании:
а – радиальное бурение; б – кислотная обработка
Рис. 3. Прогнозирование дебита по нефти
III группа – скважины, по которым не получены мгновенный и среднегодовой приросты, характеризуются низкими значениями проницаемости ОЗП, остаточных извлекаемых запасов, пониженным пластовым давлением и
высокими значениями обводненности после
проведения ГТМ (рис. 1, в). Для каждой группы выделены параметры работы скважин,
позволяющие оценить эффективность ГТМ
(табл. 3): дебит нефти, проницаемость, наличие остаточных извлекаемых запасов, обводненность (до проведения ГТМ) [2].
Исходя из проведенного анализа следует,
что скважины-кандидаты для проведения геолого-технических мероприятий должны удовлетворять параметрам I группы.
С целью оценки возможного увеличения
дебита после проведения ГТМ выполнено гидродинамическое моделирование радиальноТаблица 3
Характеристика групп скважин
№
п/п
Параметры
1
Дебит нефти, т/сут
2
Обводненность, %
3
Эффективная нефтенасыщенная
толщина, м
4
Пластовое давление, МПа
5
Проницаемость, мкм2
I группа
РБ (5 скв.)
КО (8 скв.)
0…2,31
3,58…12,02
6,31
2,15
0…36,1
12,1…25,7
18,3
26,4
4,4…9,3
3,1…5,1
4,3
6,0
10,8…12,6
8,3…9,8
8,9
11,8
0,045…0,278
0,011…0,042
0,131
0,020
II группа
РБ (6 скв.)
1,13…9,64
4,03
9,4…31,1
16,7
3,8…6,1
5,1
8,1…9,9
9,1
0,018…0,072
0,041
III группа
РБ (2 скв.)
КО (8 скв.)
0,65…1,16
0…3,21
0,92
2,12
35…49,4
0…34,1
42,2
22,8
3,1…4,4
2,2…6,2
3,7
3,9
9,7…10,3
8,9…14,5
10,0
11,0
0,001…0,003
0,002…0,060
0,002
0,006
П р и м е ч а н и е. В числителе – интервал изменения значений, в знаменателе – среднее значение.
26
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица 4
Выводы
Исходные данные для скважин-кандидатов
1. Скважины-кандидаты обладают высоким потенциалом для проведения ГТМ.
По результатам моделирования получены
мгновенные приросты выше среднего.
17,0
8,7
0,1400
2. Так как гидродинамический симуля14,5
8,6
0,0746
тор при расчете прогнозных вариантов не
8,8
8,8
0,0746
учитывает естественное ухудшение состояния призабойной зоны, то для прогнозиро13,4
8,7
0,0964
вания работы скважины, на которой проведено мероприятие, необходимо рассчитать
го бурения и кислотной обработки (на основе данных средний месячный коэффициент падения дебита по
в табл. 2) для трех скважин (табл. 4).
нефти. Для РБ – 0,95, для КО – 0,91.
В качестве исходной использована трехфазная мо3. В условиях рассматриваемого объекта разработдель нелетучей нефти, построенная в программной
ки эффективнее проводить радиальное бурение (рис. 3).
среде Eclipse 100. Расчеты выполнены по добывающим
ЛИТЕРАТУРА
скважинам в режиме заданных отборов по жидкости
(с учетом статистической информации, проведенных
1. Антонов Д.В., Турбаков М.С., Илюшин П.Ю. Оценка эфв скважинах ГТМ и с учетом среднегодового дебита
фективности водогазового воздействия при разработке заскважин по жидкости, при оптимальном забойном давлежи с высоковязкой нефтью // Геология, геофизика и разлении Рзаб. = 0,75·Рнас.).
работка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО
При моделировании технологии РБ использован "ВНИИОЭНГ", 2008. – № 8. – С. 72–75.
способ вскрытия дополнительных ячеек в горизон- 2. Влияние текущего фонда добывающих скважин при протальном направлении от основного ствола (рис. 2, а). гнозе динамики обводненности залежей высоковязкой нефВ модели КО скин-фактор имеет значение 3 (рис. 2, б) ти / С.В. Галкин [и др.] // Нефтепромысловое дело. – М.:
[3]. Динамика работы скважин рассмотрена без прове- ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 12. – С. 8–11.
дения ГТМ, а также после проведения РБ и КО (с прог- 3. Ерофеев А.А., Пономарёва И.Н., Турбаков М.С. Оценка
условий применения методов обработки кривых восстанозом на 3 года).
новления давления скважин в карбонатных коллекторах
По результатам моделирования средняя эффектив- // Инженер-нефтяник. – 2011. – № 3. – С. 12–15.
ность технологий составляет для РБ 3 года, для КО – 4. Илюшин П.Ю., Турбаков М.С., Галкин С.В. Влияние крат1,8 года (табл. 5).
ности промывки на коэффициент извлечения нефти для
Дебит, т/сут
Номер
по
по
скважины
нефти жидкости
1
3,9
4,7
2
3,6
4,2
3
8,2
9,0
Среднее
5,2
6,0
значение
Обводненность, %
Давление
пластовое,
МПа
Проницаемость,
мкм2
Таблица 5
Дополнительная добыча, полученная в результате
моделирования
1
2
3
Среднее
значение
Радиальное бурение
4952
3927
3699
4193
Кислотная обработка
2867
1925
2274
2355
Метод
Номер скважины
Нефтепромысловое дело 9/2013
месторождений Пермского Прикамья // Нефт. хоз-во. –
2012. – № 12. – С. 92–93.
5. Моделирование водогазового воздействия при разработке Змеевского нефтяного месторождения / П.Ю. Илюшин
[и др.] // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 11. – С. 116–117.
6. Щербаков А.А., Турбаков М.С., Дворецкас Р.В. Анализ
эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи месторождений Пермского Прикамья с трудноизвлекаемыми запасами // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 12. –
С. 97–99.
27
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
УДК 553.98(470.53)
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РОВ ПОРОД КАК КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ
ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ*
В.И. Галкин, И.А. Козлова, О.А. Мелкишев, М.А. Шадрина
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Рифейский терригенно-карбонатный комплекс Волго-Уральского бассейна рассматривается многими исследователями в настоящее время как потенциально
перспективный в связи с задачей постоянного восполнения ресурсов УВ. Особенно остро данная проблема
стоит в старых нефтегазодобывающих районах, к которым относится, в частности, Пермский край [1].
В геолого-тектоническом отношении в рифейском
структурном этаже достаточно четко выделяются нижнерифейская и средне-верхнерифейская толщи. Наибольшую площадь распространения имеет нижнерифейский комплекс пород, который развит преимущественно в центральных и южных районах Пермского
края в пределах северной зоны Камско-Бельского прогиба. Толщина комплекса велика и составляет от первых сотен метров до 11 км при глубине залегания от
1,5 до 4,0 км. В пределах комплекса выделяется калтасинская свита, являющаяся, по мнению многих исследователей, нефтегазопроизводящей. Среднерифейские отложения выделяются локальными зонами на
юге территории толщиной не более 250 м, а верхнерифейские отложения развиты только в северо-восточной части Пермского края [2, 3].
При проведении исследований была выполнена зональная оценка перспектив нефтегазоносности для территории развития рифейских толщ в Пермском крае.
В анализе участвовали данные по 86 скважинам,
вскрывшим отложения рифейского комплекса на различных глубинах, из них 27 – с нефтепроявлениями в
нижнерифейских отложениях (прикамская, арланская,
саузовская и ашитская свиты) и верхнерифейской свите гожанского возраста и 59 скважин без нефтепроявлений. Скважины с нефтепроявлениями при анализе
были объединены в класс 1, остальные отнесены к
классу 2.
Для анализа были использованы геохимические
характеристики рассеянного органического вещества
(РОВ) пород и битумоидов, определенные по образцам горных пород методами химико-битуминологических и пиролитических исследований. Геохимические
показатели, используемые при анализе рифейской толщи, – это процентное содержание органического углерода (Сорг., %), концентрации хлороформенных битумоидов (Бхл., %) и спиртобензольных битумоидов
(Бсб., %), отношение хлороформенного битумоида к
спиртобензольному (Кн), значения битумоидного коэффициента (, %), начальный нефтяной потенциал
породы (S1, мг/г), остаточный нефтяной потенциал
породы (S2, мг/г), общий нефтяной потенциал породы
28
(S1 + S2, мг/г), отношение реализованного генерационного потенциала к остаточному (S1/S2, доли ед.), температура максимального выхода углеводородов (УВ)
в процессе пиролиза керогена – Тmах, С [4].
Первичная статистическая обработка заключалась
в определении средних значений используемых показателей в классах с помощью статистического критерия Стьюдента – t и оценке их информативности и
использования для построения зональных моделей
перспектив нефтегазоносности [5]. Критерий Стьюдента направлен на оценку различий средних значений
двух выборок, которые распределены по нормальному закону. Одним из главных достоинств критерия
является широта его применения. Он может быть использован для сопоставления средних у связных и несвязных выборок, причем выборки могут быть не равны по величине. Для применения данного критерия необходимо, чтобы исходные данные имели нормальное
распределение. В случае применения двухвыборочного критерия для независимых выборок также необходимо соблюдение условия равенства дисперсий. Значимыми считаются те показатели, у которых значение
р меньше или равно 0,05.
При анализе средних значений геохимических параметров для двух классов объектов было выявлено,
что самыми информативными по величине критерия t
признаны концентрация в РОВ хлороформенных битумоидов – Бхл., % (при t = 3,029 и р = 0,0032), значение
битумоидного коэффициента – , % (при t = 2,365 и
р = 0,0203), общий нефтяной потенциал S1 + S2, мг/г
(при t = 2,323 и р = 0,0226) и пиролитический показатель S2, мг/г (при t = 3,050 и р = 0,0031), показывающий остаточный нефтяной потенциал породы. По остальным показателям средние значения для скважин с
нефтепроявлениями статистически не отличаются от
средних значений для скважин без нефтепроявлений
(например, показатель Сорг. по критерию t = 0,046 при
р = 0,9636). Таким образом, при построении зональных моделей нефтегазоносности рифейских толщ по
комплексу геохимических показателей следует учесть
наибольшее влияние на исход прогноза наиболее информативных показателей.
Следующим шагом к построению прогнозных моделей будет построение индивидуальных линейных
вероятностных моделей перспектив нефтегазоносности для каждого из анализируемых показателей. Линейные модели будут построены с помощью одномерного регрессионного анализа. Данные модели позволят
определить индивидуальную вероятность принадлежНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Линейные статистические модели для определения индивидуальной вероятности нефтегазоносности рифейской
толщи по геохимическим параметрам
Вероятность принадлежности к классу
скважин с нефтепроявлениями – верхняя
строка, диапазон изменения вероятностей –
нижняя строка
Р(Сорг. ) = 0,567…0,653Сорг.
0,31…0,56
Р(Бхл.) = 0,492 + 0,309Б хл.
0,49…0,56
Р(Б сб) = 0,270 + 0,3356Бсб
0,487…0,579
Р(β) = 0,486 + 0,00126β
0,482…0,612
Р(Кн) = 0,384 + 0,15794Кн
0,40…0,77
Р(S1) = 0,456 + 1,1368S1
0,46…0,83
Р(S2) = 0,477 + 0,29930S2
0,48…0,71
Р(S1/S2) = 0,533–0,653S1/S2
0,22…0,53
Р(S1 + S2) = 0,533–0,653S1+S2
0,45…0,93
Р(Тmax) = 0,533–0,653Тmax
0,45…0,93
Статистические характеристики вероятностей: среднее
значение вероятности и стандартное отклонение
скважины
скважины
с нефтепроявлениями
без нефтепроявлений
0,501±0,051
0,500±0,079
0,507±0,017
0,498±0,009
0,508±0,023
0,497±0,012
0,509±0,028
0,498±0,014
0,528±0,093
0,488±0,048
0,501±0,066
0,499±0,058
0,516±0,005
0,493±0,008
0,514±0,010
0,493±0,056
0,527±0,122
0,488±0,030
0,516±0,069
0,492±0,008
ности объектов исследуемой совокупности к классу скважин с нефтепроявлениями по каждому из признаков
[6, 7]. Линейные вероятностные модели для исследуемых геохимических показателей приведены в таблице.
По приведенным уравнениям регрессии были вычислены вероятности принадлежности всех 86 исследуемых скважин к объектам с нефтепроявлениями и без
них. Диапазон изменения вероятностей для скважин с
нефтепроявлениями приведен в таблице вместе с уравнениями регрессии.
Для оценки информативности построенных моделей и определенных вероятностей также вычислялись
средние значения последних, среднеквадратичные отклонения и выполнялась оценка по критерию t.
По приведенному критерию будем считать, что чем
больше по критерию t разделяются средние значения вероятностей для двух классов, тем сильнее данные показатели контролируют нефтегазоносность рифейских отложений. Как показывает анализ этого критерия, из 10
построенных линейных вероятностных моделей по 3 показателям Р(Сорг.), Р(Бсб), Р(S1) они являются малоинформативными, так как средние значения вероятностей и
их распределения в классах 1 и 2 статистически не различаются. Статистические различия по критерию t получены по вероятностным показателям Р(Бхл.), Р(Бсб),
Р(β), Р(Кн), Р(S2), Р(S1+ S2), Р(Тmax). Как видно из таблицы, большими статистическими различиями по средним значениям характеризуются пиролитические показатели – S2, (S1+S2) и Тmax, что говорит о их влиянии на формирование и степень нефтеносности рифейских толщ.
Так, показатель S2 (мг/г) характеризует остаточный нефтяной потенциал породы, определяемый по потенциальному выходу нефтяных УВ при термическом разложении РОВ при нагреве пород до температур 600…800 °С.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Критерий
(t – числитель,
p – знаменатель)
0,045737
0,963629
3,029519
0,003254
3,029519
0,003254
2,364750
0,020348
2,635040
0,010016
0,109963
0,912701
3,049745
0,003084
1,920971
0,058128
2,322732
0,022612
2,322732
0,008936
S1 + S2, мг/г – величина, характеризующая общий нефтяной потенциал породы. Температура максимального
выхода УВ в процессе пиролиза керогена – Тmax (°С) показывает достигнутую степень катагенеза.
Для графического представления линейной вероятностной модели рассмотрим в качестве примера один из
информативных параметров вероятности нефтеносности рифейской толщи – пиролитический показатель S2
(рис. 1).
Как следует из рис. 1, вероятность нефтеносности
рифейских отложений в зависимости от пиролитического показателя S2 изменяется от 0,48 до 0,71. Граничным значением является значение 0,5. Подавляющее
большинство значений показателя S2 для объектов класса 2 (без нефтепроявлений) находятся в диапазоне
от 0 до 0,3, а для объектов класса 1 большинство зна-
Рис. 1. Вероятность нефтеносности в зависимости
от показателя S2
29
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Условные обозначения:
граница Пермского края
граница распространения
рифейских отложений
граница Предуральского
краевого прогиба
0,5
изолинии равных
вероятностей параметра РнR
скважины без нефтепроявлений
в R (с номером)
скважины с нефтепроявлениями
в R (с номером)
выявленные локальные
структуры в рифейских
отложениях (с номером)
зоны с очень высокими
перспективами нефтегазоносности
зоны с высокими перспективами
нефтегазоносности
зоны со средними и низкими перспективами нефтегазоносности
Рис. 2. Прогнозная схема перспектив нефтегазоносности рифейских отложений
по комплексному геохимическому критерию РГК
30
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
чений показателя S2 расположены в интервале от 0,3
до 0,8. Подобный анализ был выполнен для всех информативных показателей, представленных в таблице. Все модели имеют также линейный вид, но разный
диапазон изменения вероятности. Однако все без исключения показатели с вероятностью больше 0,5 оказывают влияние на ход генерационных процессов в
рифейских толщах. С другой стороны, как показывают индивидуальные вероятностные модели, использование какого-либо одного геохимического показателя
не позволяет абсолютно однозначно решить задачу разделения объектов на продуктивные и непродуктивные
[8]. Поэтому будет построена комплексная вероятностная модель с учетом всех анализируемых геохимических показателей. Исследования с привлечением ряда разнообразных показателей выполняются по другим территориям [9].
Для получения наиболее оптимальной модели вычислим комплексный геохимический критерий – РГК
путем последовательного использования пошаговых
линейного дискриминантного и регрессионного анализов. Полученное уравнение имеет вид
РГК = 0,2707 + 1,6914S2 + 3,5163Бхл. – 8,9527Бсб –
– 0,0805 S1/S2 при R = 0,503.
Как видно из приведенного уравнения, формирование модели происходит в 4 этапа: на первом этапе при
включении в модель показателя S2 множественный коэффициент корреляции равен 0,365, на следующем шаге был введен показатель Бхл. и R возрос до 0,425,
третьим показателем был Бсб, при котором множественный коэффициент стал равен 0,47, и на четвертом
этапе добавляется пиролитический показатель S1/S2 и
R становится равным 0,503.
Полученный комплексный геохимический критерий был положен в основу дифференциации территории распространения рифейских толщ по степени перспектив нефтегазоносности. Схема распределения данного критерия приведена на рис. 2.
Как следует из представленной схемы, зоны с высокими перспективами нефтегазоносности рифейских
толщ по комплексу геохимических показателей на территории Пермского края находятся в центральной и
южной частях. Зоны средних перспектив прослеживаются в западном и юго-западном районах территории.
Северная, южная и юго-восточная части Пермского
края являются наименее перспективными районами в
отношении нефтегазоносности рифейских толщ.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Таким образом, выполненный анализ позволил продифференцировать территорию по перспективам нефтегазоносности на основе исследования геохимических характеристик РОВ и выделить первоочередные
зоны для проведения более детальных исследований
структурных, тектонических и других особенностей,
характеризующих условие миграции и аккумуляции
УВ. Основными комплексами, в которых, возможно,
существуют благоприятные условия миграции и аккумуляции, являются верхнерифейские и вендские структурные комплексы.
ЛИТЕРАТУРА
1. Белоконь Т.В., Галкин В.И., Башкова С.Е. Додевонские
отложения Пермского Прикамья как одно из перспективных направлений геолого-разведочных работ // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2005. – № 9–10.
2. Белоконь Т.В., Горбачев В.И., Балашова М.М. Строение и
нефтегазоносность рифейско-вендских отложений востока Русской платформы. – Пермь: ИПК "Звезда", 2001. – 108 с.
3. Шадрина М.А., Козлова И.А. Геолого-геохимическая характеристика возможности нефтегазообразования в верхнепротерозойских отложениях на территории Пермского
края // Тез. докл. V Всерос. конф. "Проблемы разработки
месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых". – 2012. – С. 25.
4. Козлова И.А., Галкин В.И., Кривощеков С.Н. Исследование
специфических показателей генерации и эмиграции углеводородов рифейско-вендских толщ на территории Пермского края // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 12. – С. 88–90.
5. Дэвис Дж. Статистика и анализ геологических данных. –
М.: Мир, 1977. – 572 с.
6. Вероятностная оценка перспектив нефтегазоносности
глубокопогруженных отложений на территории Пермского края / В.И. Галкин, И.А. Козлова, Т.В. Карасева, С.Е. Башкова // Нефт. хоз-во. – 2011. – № 5. – С. 60–63.
7. Галкин В.И., Кривощеков С.Н., Волкова А.С. Разработка
вероятностно-статистической методики прогноза нефтегазоносности структур // Нефтепромысловое дело. – М.:
ОАО "ВНИИОЭНГ", 2010. – № 7. – С. 28–32.
8. Комплексная оценка нефтеносности рифей-вендского
перспективного комплекса Пермского края / Т.В. Карасева,
С.Е. Башкова, В.И. Галкин, И.А. Козлова // Нефт. хоз-во. –
2011. – № 3. – С. 90–93.
9. Visser W. Burial and thermal history of Proterozoic source
rocks in Oman // Precam. Res. – 1991. – Vol. 54. – № 1. –
Р. 15–36.
31
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
УДК 550.832
ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ БАШКИРСКИХ КАРБОНАТНЫХ
ОТЛОЖЕНИЙ ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ
О.Е. Кочнева, В.Н. Косков
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Литолого-стратиграфическая корреляция разрезов
скважин опирается в основном на сопоставление толщ
горных пород, характеризующихся одинаковым литологическим составом и физическими свойствами. Корреляция разрезов скважин – это фактически литологическая корреляция. Обязательный элемент корреляции – сопоставление конфигураций каротажных кривых, так как задача корреляции решается практически
по данным каротажа. Сходство конфигурации сопоставляемых участков диаграмм ГИС является наиболее
важным и убедительным признаком тождества пласта,
прослеживаемого в разрезах ряда скважин. Особенно
сильное сходство наблюдается в мощных опорных пластах, резко отличающихся от соседних пород по физическим параметрам и распространенных по всей изучаемой площади [2].
Опыт решения задач сопоставления разрезов скважин свидетельствует о том, что часто основная "различающая" информация заключена не в отдельных
признаках, а в различных их сочетаниях.
При корреляции подразумеваются постоянная последовательность пластов и их упорядоченность согласно гипотезе Хейтса. Сопоставление толщ горных
пород в разрезе скважин осуществляется при выборе
интервалов сравнения и мер близости между ними.
Как известно, существует зависимость показаний геофизических методов от свойств горных пород, т. е. по
данным ГИС можно определить литологическую характеристику пород. Каждый конкретный метод ГИС
интересен в том смысле, что он может снять неопределенности при определении геологических характеристик геологических объектов [1].
Основой стратиграфии также является корреляция.
Стандартные методы корреляции связаны с поиском и
установлением идентичных точек или интервалов в
сравниваемых стратиграфических последовательностях. В нефтедобывающей промышленности для корреляции применяются в основном палеонтологические методы.
Для полной характеристики разрезов скважин необходимо увязывать данные ГИС с геологической информацией (керн, испытания, гидродинамика), так
как переход от ГИС к литологии базируется на изучении связей геофизических методов с физико-геологическими свойствами горных пород [5]. Задача расчленения рассматривается как задача выделения статистически однородных по показаниям диаграмм ГИС
интервалов пород.
Применение данных ГИС при седиментологических
и литолого-стратиграфических исследованиях открывает большие перспективы для решения ряда геоло32
гических задач. Различные методы ГИС позволяют с
большой детальностью "просматривать" разрез, вскрываемый скважиной, получать непрерывную информацию о составе и свойствах пород по вертикали, а также прослеживать их изменение по региону. Каждое из
этих свойств, зафиксированное тем или иным геофизическим методом, в какой-то мере связано с условиями осадкообразования, что предопределяет возможность седиментологического анализа по данным ГИС.
Задача расчленения разрезов скважин рассматривается как задача выделения однородных интервалов
пород. Повысить качество расчленения разреза и идентификации пластов горных пород возможно на основе
учёта последовательности смены одной литологической разновидности пород другими и наличия большого объема априорных данных о переходных вероятностях появления тех или иных литологических разновидностей пород (как часто после глин появляются
алевролиты, после алевролитов – песчаники, после
известняков – глины и т. д.). Однако получить данные
о переходных вероятностях обычно очень трудно, так
как требуется рассмотреть множество идеально идентифицированных разрезов [2].
Длительная интенсивная разработка наиболее крупных месторождений привела к снижению нефтедобычи, поэтому в настоящее время всё острее становится
проблема поиска мелких и средних месторождений, а
также освоения запасов сложно построенных залежей
с высокой неоднородностью распространения породколлекторов. В связи с этим наиболее перспективным
объектом в Пермском крае являются башкирские карбонатные отложения, в которых природные резервуары приурочены преимущественно к органогенным постройкам. Для выявления закономерностей строения
такого типа резервуаров, пространственного распределения пород-коллекторов и прогнозирования их свойств
необходимо применение широкого спектра исследований, включающего комплексные исследования вещественного состава и структуры пустотного пространства пород, петрофизические исследования, анализ
данных ГИС и сейсморазведки. Одним из важнейших
направлений этих исследований является литолого-фациальный анализ, результаты которого служат основой прогнозирования пространственного распространения пород-коллекторов.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи: типизация и детальная литологическая характеристика пород и литолого-фациальный
анализ башкирских отложений.
Объектом изучения исследований являются нефтяные скважины Калмиярского месторождения. КалмиНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ф ация
Л итология
Горизонт
М ел ек ес с к и й В е р е й с к и й
0
Циклиты
18
НГК (усл. ед.)
0
4,6
ЭЛЦ СБРГЦ
1024
1028
11
РМДП
РМДС
РМДС
РМДС
П р и к ам с к и й
Северо к ел ьт м е н с к и й
1056
Б
Серпух.
Нижний
Н и ж н и й
а
ш
С
м
а
В2
10
РМДС
РМДП
ОТ
9
РМДП
ОТ
РМДС
8
РМДС
ВП
РМДП
7
р
и
1040
к
е
1036
1048
К
РГЦ
РМДП
Ч е ре мш ан ск ий
р
д
В е р х н и й
к
с
н
о
г
у
ГК (мкР/ч)
1020
1032
о
н
Радиоактивный каротаж
1016
1044
е
н
Глубина, м
П одъ ярус
Н иж ний
Я рус
и
й
и
л
ь
н
й
а
я
М о с к о в ск и й
О тдел
Система
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
6
В1
5
1052
4
1060
3
1064
1068
Условные обозначения:
Литологический состав пород:
– доломит плотный
– известняк глинистый
Циклиты:
– проциклит
– про-рециклит
– рециклит
– ре-проциклит
– известняк плотный
– известняк плохопроницаемый
– известняк проницаемый (коллектор)
Рис. 1. Литолого-фациальное расчленение башкирских карбонатных отложений
на примере скв. 411 Калмиярского месторождения
Нефтепромысловое дело 9/2013
33
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рис. 2. Геологический профиль по скв. 429–404–403–420–406–417–419–413–411–412 Калмиярского месторождения
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
34
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
ярское месторождение относится к Татышлинской зоне нефтегазонакопления Пермского края. Эта зона связана с одноименным структурным выступом, осложненным позднедевонскими рифогенными постройками, в структурах облекания которых выявлены промышленные залежи на полутора десятках поднятий,
входящих в состав Калмиярского, Чернушинского, Хатымского, Чикулаевского месторождений. Нефтегазоносны отложения от терригенного девона до каширского горизонта включительно.
Исследуемый объект – башкирский ярус Калмиярского месторождения. Он представлен главным образом карбонатными породами, среди которых преобладают известняки. Детальное изучение карбонатов башкирского яруса показало возможность выявления прогрессивной и регрессивной направленности осадконакопления по характеру изменения микроструктур.
При расчленении разреза использована унифицированная схема Русской платформы 1988 г. На рис. 1
приведен пример расчленения башкирских отложений
скв. 411, который наиболее детально изучен [4].
По данным ГИС и описанию кернового материала
для Калмиярского месторождения были выделены
башкирский ярус и пласт-коллектор Бш. Для более детального расчленения карбонатной толщи башкира,
с целью дальнейшей корреляции, авторами статьи был
использован фациально-циклический анализ.
Для корреляции башкирских отложений был построен геологический профиль по десяти скважинам:
429, 404, 403, 420, 406, 417, 419, 413, 411 и 412 (рис. 2).
В карбонатных разрезах границы между выделенными пропластками могут становиться нечеткими вследствие вторичных процессов. Пример построения профильного разреза для карбонатных отложений приведен на рис. 4.
В башкирском ярусе на Калмиярском месторождении установлено два регоциклита (РГЦ), четыре субрегоциклита (СБРГЦ), 9 элементарных циклитов (ЭЛЦ)
(в зависимости от полноты разреза) (таблица). Башкирскому ярусу отвечают два региональных циклита (РГЦ):
В1 и В2, каждый из которых соответствует подъярусу
(нижнебашкирскому и верхнебашкирскому), что подтверждено комплексами фораминифер [4].
НИЖНЕБАШКИРСКИЙ РЕГОЦИКЛИТ (В1)
является рециклитом. Он включает в себя два субрегоциклита: I СБРГЦ и II СБРГЦ.
I СБРГЦ соответствует северокельтменскому горизонту и является рециклитом. Субрегоциклиты делятся на элементарные циклиты (1 ЭЛЦ, 2 ЭЛЦ, 3 ЭЛЦ
и 4 ЭЛЦ). Первый элементарный циклит (1 ЭЛЦ) в
разрезе отсутствует в связи с перерывом в осадконакоплении (рис. 3).
Второй элементарный циклит (2 ЭЛЦ) встречен
в скв. 403 и является ре-проциклитом, в скв. 404 и 429 –
рециклитом, в скв. 420 – про-рециклитом. Толщина
2 ЭЛЦ изменяется от 5,3 (скв. 419) до 9,0 м (скв. 404)
(см. таблицу).
3 ЭЛЦ и 4 ЭЛЦ отвечают северокельтменскому
горизонту.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Третий элементарный циклит (3 ЭЛЦ) является
рециклитом в скв. 406, 411, 412, 413, 417, 419 и 429,
про-рециклитом в скв. 403, 420 и ре-проциклитом в
скв. 404. 3 ЭЛЦ имеет толщину от 2,3 м (скв. 413) до
10,0 м (скв. 412).
Четвёртый элементарный циклит (4 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 406, 411, 413, 417, 419, 420, прорециклитом в скв. 403, 420 и ре-проциклитом в скв. 404,
412. Толщина 4 ЭЛЦ изменяется от 3,0 м (скв. 429)
до 10,0 м (скв. 420).
II СБРГЦ отвечает прикамскому горизонту и является рециклитом в скв. 404, 406, 413, 417, 419, 420,
про-рециклитом в скв. 403 и про-рециклитом в скв. 411,
412 и 429. Второй субрегоциклит включает 5 ЭЛЦ и
6 ЭЛЦ.
Пятый элементарный циклит (5 ЭЛЦ) отвечает
рециклиту в скв. 404, 413, 417, 419, про-рециклиту в
скв. 403, 411 и ре-проциклиту в скв. 406, 412, 420,
429. Толщина 5 ЭЛЦ изменяется от 3,3 м (скв. 413,
420) до 9,0 м (скв. 412).
Шестой элементарный циклит (6 ЭЛЦ) является проциклитом в скв. 411, 412, 420, рециклитом в
скв. 404, 406, 413, 417, 419, про-рециклитом в скв. 403,
ре-проциклитом в скв. 429. Толщина 6 ЭЛЦ колеблется от 2,7 м (скв. 417) до 9,0 м (скв. 412).
ВЕРХНЕБАШКИРСКИЙ РЕГОЦИКЛИТ (В2)
является рециклитом во всех скважинах. Только в
скв. 412 – ре-проциклитом и в скв. 411 – про-рециклитом. Он включает два субрегоциклита: III СБРГЦ и
IV СБРГЦ.
Границы регоциклитов и почти всех субрегоциклитов характеризуются количественными и качественными изменениями в комплексах фауны. Исключением являются III и IV субрегоциклиты верхнебашкирского подъяруса. Граница между ними проходит внутри предположительно мелекесского горизонта и не
отличается какими-либо изменениями в составе фаунистических сообществ. А границы элементарных циклитов характеризуются только количественными изменениями [3].
III СБРГЦ отвечает черемшанскому горизонту и
нижней части мелекесского горизонта и является рециклитом в скв. 403, 404, 413, 417, 419, 420, 429, про-рециклитом в скв. 411 и ре-проциклитом в скв. 406, 412.
Третий субрегоциклит включает два элементарных
циклита: 7 ЭЛЦ и 8 ЭЛЦ.
Седьмой элементарный циклит (7 ЭЛЦ) отвечает рециклиту в скв. 412, 417, 420, 429, про-рециклиту
в скв. 404, 411, 419 и ре-проциклиту в скв. 403, 406,
413. Толщина 7 ЭЛЦ изменяется от 2,0 м (скв. 429) до
11,0 м (скв. 413).
Восьмой элементарный циклит (8 ЭЛЦ) является рециклитом в скв. 403, 404, 413, 417, 420, 429, прорециклитом в скв. 411 и ре-проциклитом в скв. 406,
412, 419. Толщина 8 ЭЛЦ изменяется от 2,2 м (скв. 404)
до 10,0 м (скв. 412).
IV СБРГЦ соответствует верхней части мелекесского горизонта и является рециклитом в скв. 413, 417,
419, 420 и про-рециклитом в скв. 403, 404, 406. 411,
35
36
5,0
2,0
5,0
5,0
3,0
3,0
1063,0…
1068,0
1068,0…
1070,0
1070,0…
1075,0
1075,0…
1080,0
1080,0…
1083,0
1083,0…
1086,0
8
7
6
5
4
3
8,0
6,0
1057,0…
1063,0
9
1086,0…
1094,0
5,0
1052,0…
1057,0
10
2
4,0
Н, м
1048,0…
1052,0
Интервал, м
Скв. 429
11
Циклиты
1191,0…
1201,0
1181,9…
1191,0
1178,2…
1181,9
1170,9…
1178,2
1165,9…
1170,9
1160,0…
1165,9
1157,8…
1160,0
1153,8…
1157,8
1147,0…
1153,8
1144,0…
1147,0
Интервал, м
9,0
9,1
3,7
7,3
5,0
5,9
2,2
4,0
6,8
3,0
Н, м
Скв. 404
1099,6…
1107,0
1095,8…
1099,6
1091,8…
1095,8
1086,7…
1091,8
1083,2…
1086,7
1080,0…
1083,2
1055,5…
1080,0
1072,6…
1055,5
1068,0…
1072,6
1064,0…
1068,0
Интервал, м
7,4
3,8
4,0
5,1
3,5
3,2
4,5
2,9
4,6
4,0
Н, м
Скв. 403
1132,3…
1140,0
1127,8…
1132,3
1117,8…
1127,8
1114,5…
1117,8
1110,3…
1114,5
1103,9…
1110,3
1099,8…
1103,2
1093,9…
1099,8
1089,0…
1093,9
1083,9…
1089,0
Интервал, м
Скв. 406
7,7
4,5
10,0
3,3
4,2
6,5
3,4
5,9
4,9
5,1
1101,0…
1106,0
1097,0…
1101,0
1092,7…
1097,0
1088,8…
1092,7
1085,0…
1088,8
1081,0…
1085,0
1073,0…
1081,0
1068,0…
1073,0
1063,0…
1068,0
5,0
4,0
4,3
3,9
3,8
4,0
4,0
5,0
5,0
1132,0…
1140,0
1125,1…
1132,0
1118,5…
1125,1
1112,7…
1118,5
1110,0…
1112,7
1102,0…
1110,0
1097,5…
1102,0
1091,0…
1097,5
1087,5…
1091,0
1082,5…
1087,5
8,0
6,9
6,6
5,8
2,7
8,0
4,5
6,5
3,5
5,0
Н, м
Скв. 417
Н, м Интервал, м Н, м Интервал, м
Скв. 420
1139,2…
1144,5
1132,8…
1139,2
1125,3…
1132,8
1119,5…
1124,3
1114,0…
1119,5
1104,0…
1114,0
1096,0…
1104,0
1088,0…
1096,0
1084,0…
1088,0
1080,0…
1084,0
Интервал, м
5,3
6,4
7,5
4,8
5,5
10,0
8,0
8,0
4,0
4,0
Н, м
Скв. 419
Таблица интервалов по циклитам в башкирском ярусе
1093,7…
1096,0
1088,3…
1093,7
1085,0…
1088,3
1080,0…
1085,0
1069,0…
1080,0
1065,0…
1069,0
1059,0…
1065,0
1054,5…
1059,0
1049,5…
1054,5
Интервал, м
2,3
5,4
3,3
5,0
11,0
4,0
6,0
5,5
5,0
Н, м
Скв. 413
1059,5…
1065,0
1054,4…
1059,5
1049,7…
1054,4
1045,9…
1049,7
1042,6…
1045,9
1037,8…
1042,6
1031,2…
1037,8
1025,0…
1031,2
1021,0…
1025,0
Интервал, м
5.5
5,1
4,7
3,8
3,3
4,8
6,6
6,2
4,0
Н, м
Скв. 411
1102,0…
1112,0
1098,0…
1102,0
1089,0…
1098,0
1080,0…
1089,0
1072,0…
1080,0
1062,0…
1072,0
1055,5…
1062,0
1052,0…
1055,5
10470,0…
1052,0
Интервал, м
10
4,0
9,0
9,0
8,0
10
7,5
3,5
5,0
Н, м
Скв. 412
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Рис. 3. Сопоставление циклитов по скважинам:
условные обозначения см. рис. 1
429, ре-проциклитом в скв. 412. Он включает три элементарных циклита: 9 ЭЛЦ, 10 ЭЛЦ и 11 ЭЛЦ.
Девятый элементарный циклит (9 ЭЛЦ) является
рециклитом в скв. 420, про-рециклитом в скв. 403, 413,
417, 429, ре-проциклитом в скв. 404, 406, 411, 412, 419.
Толщина изменяется от 2,9 м (скв. 403) до 8,0 м (скв. 419).
Десятый элементарный циклит (10 ЭЛЦ) почти
во всех изученных разрезах имеет прогрессивно-регрессивную направленность. В скв. 419 он является рециклитом, в скв. 411 – про-рециклитом, а в скв. 412 –
ре-проциклитом. Толщина изменяется 3,5 м (скв. 417,
412) до 6,8 м (скв. 404).
Одиннадцатый элементарный циклит (11 ЭЛЦ)
почти во всех изученных разрезах имеет регрессивнопрогрессивную направленность. В скв. 412 являтся проциклитом, в скв. 413 – рециклитом, в скв. 419 – ре-проциклитом, а в скв. 429 – про-рециклитом. Толщина колеблется от 3,0 м (скв. 404) до 5,1 м (скв. 420) (см. рис. 3).
Толщина башкирского яруса в разрезах изучаемых
скважин Калмиярского месторождения изменяется от
43,0 м (скв. 403) до 57,0 м (скв. 404).
После литолого-фациальной и циклической обработки разрезов всех скважин был построен палеогеологический профильный разрез (см. рис. 4), позволивНефтепромысловое дело 9/2013
ший, с одной стороны, уточнить генетическую природу отдельных литологических разностей, а с другой –
сопоставить и увязать между собой разнофациальные
циклиты, скоррелировав тем самым и находящиеся в
их составе пласты-коллекторы, представленные пористыми известняками.
Анализируя профильный разрез, можно сделать вывод, что на всей изучаемой территории только в одной скв. 413 встречен 11 ЭЛЦ, который соответствует
мелекесскому горизонту, представленный пористыми
известняками.
Далее прослеживается 10 ЭЛЦ, который расположен на границе черемшанского и мелекесского горизонтов верхнебашкирского подъяруса. 10 ЭЛЦ сложен
пористыми известняками, соответствующими пласту
Бш1. Все остальные пласты-коллекторы относятся к
пласту Бш2 и содержат воду.
9 ЭЛЦ, представленный пористыми известняками,
встречен только в скв. 404 (черемшанский горизонт).
8 ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен в скв. 406 и 413 (черемшанский горизонт).
7 ЭЛЦ, представленный пористыми известняками,
прослеживается по всей исследуемой территории, кроме скв. 404, 403, 406 и 412 (черемшанский горизонт).
37
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Рис. 4. Корреляционная схема среднекаменноугольных отложений Калмиярского месторождения
6 ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен
в основном в восточной части территории в скв. 419,
413, 411. В западной части только в скв. 429 (прикамский горизонт).
5 ЭЛЦ представлен пористыми известняками только в скв. 404, 417, 419, 411 и 412 (прикамский горизонт).
4 ЭЛЦ сложен пористыми известняками и встречен в скв. 420, 406, 417, 419, 413 (северокельтменский
горизонт).
3 ЭЛЦ представлен пористыми известняками только в скв. 429, 417 и 412 (северокельтменский горизонт).
Во всех скважинах пористые известняки относятся к
фациям отмелей (ОТ) и фациям поселений различных
организмов (ПО). Выше этих известняков располагаются плотные доломитизированные известняки или плотные доломиты, которые являются породами-покрышками. Они относятся к фациям ровного морского дна со
слабым или подвижным гидродинамическим режимом.
На исследуемой территории в районе скв. 429, 404,
403, 420, 417, 419 и 412 расположены более полные
разрезы, т. е. включающие в себя 10 элементарных
циклитов из 11. В районе скв. 406, 413 и 411 обнаружены разрезы с 9 элементарными циклитами. Отчётливо выраженное циклическое строение свидетельствует о нестабильности обстановок осадконакопления.
Анализируя профиль, устанавливаем более глубокий
перерыв в осадконакоплении в восточной части исследуемой территории.
38
Таким образом, в результате проведённых исследований был выявлен литологический состав отложений, намечены стратиграфические границы там, где отсутствовали палеонтологические данные.
Полученные данные по неоднородности распределения пород-коллекторов в разрезе продуктивных пластов башкирских отложений могут использоваться при
создании геологических и гидродинамических моделей месторождений Пермского края и для определения направлений поисково-разведочных работ по выявлению новых месторождений и залежей.
ЛИТЕРАТУРА
1. Косков В.Н. Интерпретация данных ГИС на базе системно-структурного подхода: учеб.пособ. / Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. – Пермь, 2012. – 140 с.
2. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования
скважин и интерпретация данных ГИС: учеб.пособ. / Перм.
гос. техн. ун-т. – Пермь, 2007. – 317 с.
3. Косков В.Н., Кочнева О.Е. Использование промысловогеофизических данных для детального описания отложений
среднего карбона // Нефт. хоз-во. – 2012. – № 6 – С. 22–25.
4. Косков В.Н., Кочнева О.Е. Литолого-фациальное расчленение башкирских отложений по данным промысловогеофизических исследований скважин // Вестник Пермского
университета. Геология. – 2012. – № 4 (17). – С. 30–38.
5. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной
интерпретации данных геофизических исследований скважин: метод. пособ. – М.: Герс, 2001. – 229 с.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
УДК 550.832
ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН И ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЕВОНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЙ ПО ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ
В.Н. Косков
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Основные запасы углеводородов практически на
всех нефтяных месторождениях Пермского Прикамья
приурочены к башкирским и турнейским карбонатным отложениям и терригенным отложениям визейского яруса [1–3]. Что же касается промышленных скоплений нефти в девонских терригенных отложениях,
то они распространены не повсеместно и в основном
приурочены к отложениям живетского яруса (старооскольский и муллинский горизонты) и нижнефранского подъяруса (пашийский и кыновский горизонты)
месторождений, расположенных на Башкирском своде. Особенное внимание заслуживают месторождения,
расположенные на Куединском валу – тектонической
структуре второго порядка. К этой структуре приурочены Гондыревское, Красноярско-Куединское, Шагиртско-Гожанское, Быркинское и другие более мелкие месторождения. В связи с этим выбор и обоснование методики определения подсчётных параметров
пластов-коллекторов по данным ГИС представляют
наибольший интерес.
Терригенные девонские отложения хорошо выдержаны как по площади, так и по разрезу, и как следствие – выделяемые песчано-алеврито-аргиллитовые пачки по толщине, литолого-минералогическому составу
и промыслово-геофизическим параметрам характеризуются стабильными показаниями. Литология, гранулометрия и стратиграфия девонских отложений, а также их фациальный анализ свидетельствуют о том, что
они представляют собой осадки трёх обширных групп
фаций (континентальных, морских и лагунных), причём в литолого-фациальном отношении девонские отложения не испытывают существенных изменений на
территории Куединского вала.
Муллинский горизонт сложен в основном кварцевыми песчаниками и алевролитами, неравномерно глинистыми и нередко хорошо отсортированными. Песчаники мелко- и разнозернистые, чаще однородные,
различной крепости. Горизонт в нижней части представлен пластом песчаника (занимающего около одной
трети всего горизонта), в верхней – мощной алевролито-аргиллитовой пачкой. Аргиллиты сероватого оттенка часто обогащены обугленным растительным детритом и гидроокислами железа.
Пашийский горизонт сложен в основном алевролитами и аргиллитами с подчинёнными прослоями песчаников и известняков, причём последние образуют
карбонатную пачку толщиной до 10…12 м. Известняки массивные и брекчиевидные.
Литологическое расчленение терригенного разреза
по данным ГИС проводят в 2 этапа: сначала разделяНефтепромысловое дело 9/2013
ют породы на коллекторы и неколлекторы, а затем
среди коллекторов и неколлекторов выделяют отдельные литологические разности.
Породы-коллекторы способны вмещать нефть и газ
и отдавать их при разработке. Они являются основными объектами поисков и изучения методами ГИС в
скважинах поискового, разведочного и эксплуатационного бурения. Коллекторы характеризуются составом минерального скелета породы (литологическим составом), емкостными (пористость) и фильтрационными (проницаемость) свойствами, морфологией порового пространства. В девонских терригенных отложениях коллекторами чаще всего служат пласты песчаников и алевритов.
Выделение коллекторов и определение их параметров осуществляются после литологического расчленения разреза скважины. Песчаные и алевритовые коллекторы выделяются в терригенном разрезе наиболее
надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК
и кавернограммы [6, 7].
Выделение продуктивного коллектора состоит из
двух операций: непосредственного выделения коллектора с установлением его границ и оценки характера
его насыщения. Выделению коллекторов по диаграммам ГИС способствует ряд объективных признаков, к
основным из которых относятся проникновение фильтрата бурового раствора в проницаемый пласт и наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. В общем случае выделение коллекторов в разрезе производится по комплексу геолого-геофизических исследований разрезов скважин, включая
отбор керна, и промысловых исследований режима работы скважины.
Песчаные и алевритовые (слабо сцементированные
неглинистые) коллекторы выделяются в терригенном
разрезе наиболее надежно по совокупности диаграммы ПС, кривой ГК и кавернограммы.
Против чистых коллекторов наблюдается следующее: наибольшее отклонение кривой ПС от линии
глин, минимальная активность по кривой ГК, образование глинистой корки и сужение диаметра скважины на кавернограмме (рис. 1). Присутствие глинистого
материала в горной породе влияет на показания ГИС.
Поэтому песчаные коллекторы, содержащие заметное
количество глинистого материала, принято выделять
в отдельную группу – глинистые коллекторы. В глинистых коллекторах амплитуда кривой ПС значительно меньше, чем против чистых песчаных пластов.
В ряде случаев глинистый коллектор представлен переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых
39
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
кими показаниями ПС и ГК, низкими показаниями НГК и микрозондов, наиболее высокими значениями – t (АК). Среди прочих
вмещающих пород можно выделить по крайней мере два класса неколлекторов с различной глинистостью и пористостью.
К первому классу относятся песчаники и
алевролиты, характеризующиеся более низкой пористостью и более высокой глинистостью по сравнению с худшими коллекторами; они отмечаются высокими показаниями на диаграммах БКЗ, БК и микрозондов,
низкими значениями t на диаграммах АК,
повышенными показаниями НГК, промежуточными значениями на диаграммах ПС и
ГК, но более близкими к показаниям в худших коллекторах. Второй класс включает
глины, содержащие песчаный, алевритовый
или карбонатный материал, для которых
характерны показания методов ГИС, типичных для глин. Некоторые их отличия заключаются в небольшом увеличении удельного
сопротивления по сравнению с сопротивлением чистых глин, в наличии незначительных
отрицательных аномалий ПС по отношению
к линии чистых глин и в незначительном
понижении радиоактивности по сравнению
с чистыми глинами на диаграмме ГК.
В терригенном разрезе возможно также
присутствие неколлекторов, представленных
Рис. 1. Пример литологического расчленения терригенного разреза
песчаниками и алевролитами с карбонатным
и выделение коллекторов по данным ГИС:
цементом и плотными известняками. Эти
1 – песчаник; 2 – алевролит; 3 – аргиллит; 4 – нефтенасыщенный
породы отмечаются обычно низкими покаколлектор; 5 – водонасыщенный коллектор. Заштрихованные участзаниями на кривых ПС и ГК – такими же,
ки: на кавернограмме – признаки коллектора (уменьшение диаметра
как
чистые коллекторы; но наряду с этим
скважины) и глинистых пород (увеличение диаметра скважины); на
для
них характерны высокие показания на
кривой микрокаротажа – признаки коллектора
диаграммах НГК, микрозондов и минимальпрослоев. Если толщина тонко чередующихся прослоные значения t на кривых АК.
ев достигает одного-двух диаметров скважины, то наЧаще всего для определения пористости терригенряду с общим уменьшением амплитуды ПС происхо- ных коллекторов используются методики определения
дит сокращение локальных минимумов и максимумов пористости коллекторов по диаграммам ПС и ГК [6].
против отдельных прослоев. Глинистые коллекторы, Использование метода ПС ограничено из-за слабой
особенно при большой относительной глинистости их, дифференциации кривой ПС в скважинах, пробуренне всегда уверенно выделяются на диаграммах ГИС.
ных на соленых буровых растворах. Кроме того скваДля разделения малопористых песчано-алеврито- жины с хорошим качеством записи ПС весьма немновых пород и слабосцементированных коллекторов гочисленны. Поэтому в данном конкретном случае
проводят дополнительные каротажные исследования, наиболее информативным методом определения порииз которых наиболее эффективными являются мик- стости в терригенных коллекторах является ГК. Гамро-каротаж (МЗ), нейтронный гамма-каротаж (НГК), ма-метод наиболее эффективен благодаря его более выгамма-гамма-каротаж (ГГК) и акустический каротаж сокой разрешающей способности и отсутствию влия(АК).
ния на него сопротивления бурового раствора.
В терригенном разрезе неколлекторы делятся на глиВ основе метода определения пористости по ГК ленистые и на все прочие вмещающие породы (см. рис. 1). жат корреляционные связи между пористостью терПо данным ГИС безошибочно можно определить толь- ригенных пород и глинистостью Кп = f(Сгл.), с одной
ко группу глинистых пород (собственно глины, аргил- стороны, и между глинистостью и естественной ралиты, глинистые сланцы). Все эти породы характери- диоактивностью горных пород I = f(Сгл.), с другой
зуются увеличением диаметра скважины по сравнению стороны. Эти зависимости характеризуются высокис номинальным (КВ), низким кажущимся удельным ми коэффициентами корреляции только в случае наэлектрическим сопротивлением (КС), наиболее высо- личия в порах коллектора глинистого цемента.
40
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Для исключения влияния источника нейтронов в
канале НГК, конструктивных особенностей измерительной аппаратуры, а также фона и скважинных условий на показания ГК используют относительное значение гамма-активности пластов-коллекторов – двойной разностный параметр J. В качестве опорных
пластов принимались интервалы плотных известняков
с минимальными значениями ГК (J min) и интервалы глинистых пород с максимальными значениями
ГК (J max).
При выборе опорных пластов по данным ГИС предполагается, что один и тот же пласт в разрезах разных
скважин одинаково отражается на диаграммах ГИС и
характеризуется очень похожими по конфигурации каротажных кривых участками разреза. Сходство конфигурации сопоставляемых участков диаграмм ГИС является наиболее важным и убедительным признаком
тождества пласта, прослеживаемого в разрезах ряда
скважин. Особенно сильное сходство наблюдается в
мощных опорных пластах, резко отличающихся от соседних пород по физическим параметрам и распространенных по всей изучаемой площади [6].
Параметр J рассчитывается по формуле
 J  пл.  J  min   J  ,
J  max  J  min
Глубина,
м
Горизонт
J  
Кп = 37,1J2 – 48,4J + 21,2.
При подсчёте запасов углеводородного сырья Кустовского, Мало-Усинского и Андреевского месторождений для определения пористости коллекторов использовалась вышеприведённая зависимость (см. рис. 3).
Правомерность использования этой зависимости
подтверждается высокой теснотой связи зависимостей Кп = f(Сгл.) и Сгл. = f(J), построенных для этих
месторождений. Следует отметить, что по зависимости
МУЛЛИНСКИЙ
ТИМАНСКИЙ
10 mV
где J пл., J max, J min – значения интенсивности естественной радиоактивности по ГК против пласта-коллектора, против глин, против плотных известняков, соответственно; J – поправка, учитывающая изменения
регистрируемой интенсивности гамма-излучения в зависимости от скорости движения прибора V, постоянной времени интегрирующей ячейки t и толщины
пласта h. Поправки вводятся для пластов малой толщины согласно формуле h  4Vt / 3600.
При детальном анализе всей толщи девонских отложений было выявлено, что требованиям 1-го опорного пласта отвечает мощный пласт аргиллитов муллинского горизонта, характеризующийся стабильными
показаниями естественного гамма-излучения (J max).
Требованиям 2-го опорного пласта отвечает пласт плотных непроницаемых известняков саргаевского горизонта. Он на диаграммах стандартного каротажа отмечается
высокими показаниями КС – до 100...150 Омм, номинальным диаметром скважины на кавернограмме и стабильными минимальными значениями ГК (J min) (рис. 2).
По промыслово-геофизическим материалам была
построена зависимость Kп = f(J), характеризующаяся высокой теснотой связи (R2 = 0,86) (рис. 3). Зависимость построена по 176 парным точкам (J по диаграммам ГК – Кп по керновым данным Альняшского,
Андреевского, Аряжского, Гондыревского, Дубовогорского, Злодаревского, Красноярско-Куединского, Кустовского, Мало-Усинского, Савино-Москудьинского и
Шагиртско-Гожанского месторождений). Вес одной
точки – 3 определения Кп по керну. Она имеет следующий аналитический вид:
Рис. 2. Выбор опорных пластов в терригенной толще
девона по диаграммам ГИС
Нефтепромысловое дело 9/2013
Рис. 3. Зависимость Kп = f(J) для девонских
терригенных отложений
41
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Рис. 4. Зависимость Сгл. = f(J) для девонских
терригенных коллекторов
Сгл. = f(J) также определялась глинистость коллекторов (рис. 4), построенная по 30 парным определениям Кп и Сгл.. Зависимость имеет высокий коэффициент
корреляции (r = 0,88) (рис. 4) и следующий аналитический вид:
Сгл = 34,62J + 2,43.
Зависимость Кп = f(Сгл.) (рис. 5) также характеризуется высоким коэффициентом корреляции (r = –0,88)
и имеет следующий вид:
Кп = – 0,7 Сгл. + 20,0.
Продуктивные интервалы, содержащие нефть или
газ, имеют сложное строение, различную толщину и
степень расчленения на проницаемые прослои. Эти интервалы характеризуются различными формами залегания углеводородов и изменяются по площади и по
разрезу по литологическому составу, физико-химическим и коллекторским свойствам, т. е. они неоднородны в пределах изучаемого месторождения [4, 5]. Имея
детальные сведения о неоднородности природных резервуарах нефти и газа, можно наиболее достоверно
провести геометризацию залежей углеводородов для
целей подсчёта запасов и внедрения эффективной системы разработки. Так, например, для установления закономерности изменения показателей неоднородности
терригенных отложений широко используется коэффициент песчанистости Кпес. – отношение суммарной
42
Рис. 5. Зависимость Кп = f(Сгл.) для девонских
терригенных коллекторов
толщины всех коллекторов к общей толщине продуктивного интервала. В свою очередь определение Кпес.
опирается на результаты литолого-стратиграфического расчленения разрезов скважин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Абрикосов И.Х. Нефтегазоносность Пермской области. –
М.: Гостоптехиздат, 1963. – 211 с.
2. Винниковский С.А., Шаронов Л.В. Закономерность размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской области. – М.: Недра, 1977. – Т. II: Пермская
область и Удмуртская АССР. – 272 с.
3. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной
провинции / М.М. Алиев, Г.П. Батанова, Р.О. Хачатрян
[и др.]. – М.: Недра, 1972. – 215 с.
4. Дементьев Л.Ф., Акбашев Ф.С., Файнштейн В.М. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтеносных пластов. – М.: Недра,1980. – 213 с.
5. Звездин В.Г. Нефтепромысловая геология: учеб.-метод.
пособ. / Перм. ун-т. – Пермь, 2007. – 116 с.
6. Косков В.Н., Косков Б.В. Геофизические исследования
скважин и интерпретация данных ГИС: учеб. пособ. / Перм.
гос. техн. ун-т. – Пермь, 2007. – 317 с.
7. Пахомов В.И., Косков В.Н. Литология природных резервуаров с использованием фациально-циклического метода и
промыслово-геофизических данных: учеб. пособ. – Пермь:
Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2011. – 168 с.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
УДК 550.83
ИЗУЧЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ ЗАКАЧИВАЕМОЙ
ВОДЫ В ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ НА МАЛО-УСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА ТРАССИРУЮЩИХ ИНДИКАТОРОВ
О.Е. Кочнева, А.М. Звягин
(Пермский государственный национальный исследовательский университет)
Мало-Усинское месторождение расположено на
юге Еловского района Пермского края. Ближайшими
населенными пунктами являются деревни Шумово и
Малая Уса, расположенные непосредственно на территории Мало-Усинского месторождения.
Геологический разрез месторождения изучен от
вендского комплекса до отложений четвертичной системы на максимальную глубину 2336 м (скв. 44) по
материалам бурения поисковых, разведочных и добывающих скважин [2].
Мало-Усинское месторождение приурочено к одноименному поднятию, осложняющему северо-западный борт Куединского вала, и относится к структурам
тектонического типа среднедевонского заложения.
Из 7 нефтегазоносных комплексов, выделенных в
разрезе осадочного чехла Пермского края, на МалоУсинском месторождении промышленно нефтеносны:
девонский терригенный ﴾пласты Д0, Д1, Д2-а﴿ и нижнесредневизейский ﴾пласты Мл1 и Мл2) [3].
На Мало-Усинском месторождении основным объектом разработки является девонский терригенный
комплекс, включающий пласты Д0, Д1, Д2-а. Девонские
пласты Мало-Усинского месторождения характеризуются высокой площадной невыдержанностью, малыми нефтенасыщенными толщинами и низкой проницаемостью, в связи с чем наблюдаются значительное
отклонение фактических показателей разработки от
проектных, а также высокая обводненность скважин.
Для изучения фильтрационной неоднородности пород коллекторов и влияния ее на эффективность заводнения на месторождении проведены исследования
методом трассирующих индикаторов. Трассерный метод является эффективным способом получения информации о межскважинном строении пласта, определения скорости фильтрации флюидов в коллекторе,
выявления зон нарушения гидродинамической связи
между отдельными участками, оценки коэффициента
охвата пласта процессом вытеснения, установления
контроля над распределением потоков в залежи [1].
Метод широко известен и применяется как на территории Российской Федерации, так и за рубежом.
Методика изучения распределения фильтрационных
потоков при заводнении рассмотрена в данной статье.
Сущность метода состоит в закачке растворов индикаторов (меченой жидкости) в нагнетательные скважины вместе с нагнетаемой водой, которая оттесняется к контрольным добывающим скважинам вытесняющим агентом путем последующей (после закачки
меченого вещества) непрерывной подачи воды в контрольную нагнетательную скважину. Одновременно
Нефтепромысловое дело 9/2013
из устья добывающих скважин начинают проводить
отбор проб жидкости по окружающим добывающим
скважинам с заданной периодичностью. Отобранные
пробы анализируются в лабораторных условиях для
определения наличия трассера и его количественной
оценки.
По результатам анализа строятся кривые зависимости изменения концентрации трассера в пробах от
времени, прошедшего с начала закачки трассера для
каждой контрольной добывающей скважины. Вид этих
кривых характеризует фильтрационную неоднородность каждого выделенного высокопроницаемого пути фильтрации (ВПФ) исследуемого участка пласта,
которая определяется в результате интерпретации результатов трассерных исследований с привлечением
другой имеющейся геолого-промысловой информации.
В качестве индикаторов используют как радиоактивные вещества (тритий), так и стабильные (карбамид, флюоресцеин и др.).
В Пермском крае удовлетворительные результаты
были получены при использовании индикаторов: флюоресцеина, карбамида. Методы их определения просты
и позволяют с высокой точностью определять низкие
концентрации. Эти вещества безопасны.
За 3 сут до начала работ отбирается по 1 пробе из
реагирующих добывающих и 2-3 пробы из нагнетательных скважин (фоновые пробы – для определения
фонового содержания компонентов индикаторов в добываемой и закачиваемой жидкостях).
Отбор проб по окружающим добывающим скважинам после закачки индикаторов в нагнетательные скважины осуществлялся в следующем порядке:
– первые 3 сут – по 3 пробы в день;
– 4–10-е сут – по 2 пробы в день;
– 11–41-е сут – по 1 пробе в день;
– 41–60-е сут – по 3 пробы в неделю.
Лабораторное оборудование, использованное для
выполнения анализов проб жидкости, анализатор жидкости типа "Флюорат 02-3М".
Предел обнаружения: уранин – 0,001 мг/л; карбамид – 0,1 мг/л.
По результатам трассирования фильтрационных потоков химическими индикаторами определяются следующие характеристики пласта:
 скорости фильтрационных потоков, м/сут;
 количество индикатора, полученное в добывающей скважине через i-ю систему фильтрационных
путей, кг;
 долевое участие различных фильтрационных систем в движении закачиваемой воды, %;
43
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
 эффективный объем каналов фильтрации (трубок тока) i-й системы фильтрационных путей между
нагнетательной и добывающей скважинами, м3;
 суммарный эффективный промытый поровый
объем участка залежи между нагнетательной и добывающей скважинами, м3;
 средняя раскрытость (просветность) систем фильтрационных путей, см2;
 объем воды, поступающий ежесуточно по трубкам тока от нагнетательной в добывающие скважины,
м3/сут;
 коэффициент охвата пласта трубками тока, %;
 спектр изменения проницаемостей путей фильтрации в пределах межскважинного пространства между нагнетательной и добывающей скважинами, мкм2.
Расчет фильтрационных параметров пласта выполнялся по следующей методике.
Значение проницаемости фильтрационного канала,
по которому прошла меченная индикатором вода от
нагнетательной к добывающим скважинам, рассчитывается с использованием закона Дарси, исходя из скорости фильтрации, перепада давления, вязкости воды,
а также расстояния между скважинами [4]:
k  v
L
,
P
где v – скорость фильтрации, м/с;
k – проницаемость трещины, мкм2;
 – вязкость пластовой воды, Пас;
P – перепад давления (МПа) на длине L (м) (между
нагнетательной и добывающей скважинами).
v
L
,
t
где t – время, за которое меченая жидкость прошла
расстояние L.
Количество индикатора (Mij), прошедшее через каждую трубку тока в направлении отдельных добывающих скважин, рассчитывается по формуле
M ij 
tij tij
 C j  t Qвj   t  dt ,
tiji
где tij – время начала выхода i-й порции индикатора
из пласта по j-й добывающей скважине, сут;
∆tij – промежуток времени выноса i-й порции трассера по j-й скважине на дневную поверхность,
сут;
Сj – концентрация индикатора по j-й добывающей
скважине, кг/м3;
Qвj – среднесуточная добыча воды по j-й добывающей скважине, м3/сут.
Для расчета объема проницаемого канала используется выражение
Vфк  Qн t
Mi
,
Mо
где Qн – приёмистость нагнетательной скважины;
44
Мi – масса i-й порции индикатора;
Мо – масса индикатора, закачанного в пласт;
t – время, за которое меченая жидкость приходит
к забою добывающей скважины по данному
фильтрационному каналу.
Из суммы объемов каждого фильтрационного пути
складывается эффективный объем (Vэф.) канала, через
который осуществляется процесс фильтрации жидкости в направлении отдельных добывающих скважин:
Vэф. 
Qн N
  tij  M ij ,
М о i 1
где N – число выявленных трубок тока в районе расположения отдельных добывающих скважин.
При условии, что объем воды, пришедшей из нагнетательной скважины по данному фильтрационному каналу к забою добывающей скважины, есть объем этого канала, рассчитывается доля данного объема
в добыче воды по скважине за период проведения исследования:

Vфк
Qв t
,
где Qв – среднесуточная добыча воды из контрольной добывающей скважины;
t – время, за которое меченая жидкость приходит к забою добывающей скважины по данному фильтрационному каналу.
Значение  доли воды, пришедшей от нагнетательной скважины к забою добывающей, определяет вклад
данной нагнетательной скважины в обводненность
продукции добывающей.
С целью определения качества выработки исследуемого объекта в нефтеносную залежь Мало-Усинского месторождения было закачано 15 т карбамида в растворе пресной воды объемом 10 м3 через скв. 126. В
качестве реагирующего окружения были выбраны добывающие скважины 25, 112, 118, 120, 121, 124, 125,
128, 129, 130, 131, 181, 182, 183. Карбамид ((NH2)2CO)
определяется фотометрическим методом определения
мочевины в природных водах. Параметры работы добывающих скважин по состоянию на момент закачки
трассера представлены в табл. 1.
Индикаторные исследования проводились с октября 2012 по январь 2013 г. Перед закачкой выбранных
индикаторов в нагнетательные скважины был проведён фоновый отбор проб жидкости из контрольных
добывающих скважин, на основе фоновых проб приготовлены эталоны для определения содержания карбамида с целью построения графиков для определения
массовой доли индикаторов.
После закачки растворов индикатора в нагнетательную скв. 126 и продавки их в пласт Д0 проводились непрерывный отбор поверхностных проб жидкости из
контрольных добывающих скважин, их подготовка и
доставка в лабораторию. Проведены определение процента воды в пробах жидкости, отделение воды от
нефти, определение рН, плотности воды и содержания индикатора карбамида.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Динамика поступления индикатора "карбамид"
Динамика поступления индикатора "карбамид"
60
50
10
0
0
100
2400
2500
2600
2700
2800
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
Время поступления индикатора, ч
Время поступления индикатора, ч
а
г
Динамика поступления индикатора "карбамид"
45
45
40
40
10
40
70
35
60
Время поступления индикатора, ч
2800
2600
2700
2400
2500
2200
2300
2000
2100
1800
1900
1600
1100
900
800
700
0
1000
10
600
2600
2700
2800
2100
2200
2300
2400
2500
1700
1800
1900
2000
1200
1300
1400
1500
1600
800
900
1000
1100
0
500
5
20
400
10
30
300
15
40
200
20
50
100
25
0
30
300
400
500
600
700
1700
Динамика поступления индикатора "карбамид"
Концентрация, мг/л
Концентрация, мг/л
1500
д
Динамика поступления индикатора "карбамид"
0
100
200
1300
1000
1100
Время поступления индикатора, ч
б
в
1200
0
Время поступления индикатора, ч
800
5
0
2500
2600
2700
2800
1800
1900
2000
2100
2200
2300
2400
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
400
500
600
700
800
900
1000
0
100
200
300
0
900
5
15
700
10
20
500
15
25
600
20
30
300
25
35
400
30
100
35
200
Концентрация, мг/л
Концентрация, мг/л
Динамика поступления индикатора "карбамид"
1400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
0
100
200
300
400
0
2600
2700
2800
5
20
2200
2300
2400
2500
10
30
1800
1900
2000
2100
15
40
1400
1500
1600
1700
20
1000
1100
1200
1300
25
600
700
800
900
30
200
300
400
500
35
Концентрация, мг/л
Концентрация, мг/л
40
Время поступления индикатора, ч
е
Рис. 1. Результаты интерпретации трассерных исследований для скважин:
а – 25; б – 120; в – 124; г – 125; д – 130; е – 131
Нефтепромысловое дело 9/2013
45
Рис. 2. Схема количественного распределения индикатора "карбамид"
по объёмным долям. Район нагнетательной скв. 126. Девонский пласт
Рис. 3. Роза-диаграмма распределения нагнетаемой воды по пласту.
Район нагнетательной скв. 126
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
46
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Таблица 1
(1,15 %), расположенной в западном направлении от скв. 126 на расстоянии 585 м,
при низкой продуктивности в ней наблюдается низкое пластовое давление. ГидродиРасстояние до
№
Номер
Дебит Обводненность Дебит нефти
намическая связь с нагнетательной скв. 126
п/п
(из суточных нагнетательной
сква- жидкости, (из суточных
3
слабая.
замеров), % замеров), т/сут
скважины, м
жины
м /сут
Активное влияние нагнетательной скв. 126
1
25
25,0
79
4,7
1160
распространяется на добывающие скважины,
2
120
21,8
59
8,2
1050
расположенные в юго-западном направлении
3
121
5,5
5
4,8
600
от неё на расстоянии до 1700 м (рис. 2, 3).
4
124
24,9
41
13,3
1700
Необходимо отметить, что мощный филь5
125
28,1
78
5,6
570
трационный поток, охватывая зоны дрениро6
129
30,2
25
20,4
1540
вания скв. 125, 25, 124, расположенные в
7
130
29,0
34
17,3
1020
юго-западном направлении практически по
8
131
1,0
70
0,3
585
одному лучу, в совокупности включает около 70 % закачиваемой в скважину воды.
За период исследований (4 мес) были проведены Эти скважины испытывают активное влияние заводотбор и физико-химический анализ порядка 1232 проб нения от нагнетательной скв. 126. В этих скважинах
воды на содержание в них карбамида.
наблюдаются высокие дебиты не только по жидкости,
Полученные данные о зависимости концентрации но и по нефти, повышенные пластовое давление, котрассера от времени (с привлечением геолого-физи- эффициенты продуктивности и улучшенные другие
ческих характеристик и промысловых данных объекта гидродинамические параметры.
исследований) были обработаны с применением комДинамика поступления меченой воды следующая:
пьютерной технологии экспресс-анализа и интерпре- вначале наблюдается кратковременный прорыв воды
тации результатов трассерных исследований на базе с высокой аномальной для данного типа коллекторов
ПК "ИНДИКАТОР".
скоростью, превышающей 100 м/ч, но небольшой проДанная технология предусматривает визуальный изводительностью (1 м3/сут) и малым объёмом обводколичественный анализ данных по скоростям движе- нённых каналов фильтрации, также менее 1 м3; далее
ния и выносу из добывающих скважин трассера (за- основной фронт меченой воды продвигается со сковисимость выноса массы трассера по ВПФ от скоро- ростью 3 м/ч, проницаемость межскважинного простсти движения относительно начальной массы; зави- ранства находится в пределах 0,500...0,400 мкм2, просимость накопленной массы трассера на выделенных изводительность проницаемых зон достигает 30 м3/сут.
отрезках скорости относительно начальной массы; за- Объём обводнённых дренируемых каналов фильтрависимость выноса накопленной относительной массы ции достигает 30...500 м3. Суммарный объём охвачентрассера по ВПФ от скорости движения); позволяет ных заводнением каналов фильтрации в скважинах
количественно оценивать гидродинамическую связь достигает 900 м3.
между нагнетательной и добывающими скважинами
После прохождения основного фронта закачива(зависимость степени влияния нагнетательной скважи- емой меченой воды наблюдается постепенное уменьны на обводненность добывающих от скорости дви- шение скоростей фильтрации за счёт продвижения по
жения воды; распределение нагнетаемой воды по пла- матрице продуктивной толщи, при этом скорость двисту/участку в целом); позволяет строить и анализиро- жения воды снижается до 1 м/ч и менее. Соответствать карты количественного распределения и направ- венно уменьшаются проницаемость межскважинного
ления движения трассера к добывающим скважинам и пространства и производительность фильтрационных
карты влияния нагнетательной скважины на обводнен- каналов, но объём дренированных каналов уменьшаетность добывающих.
ся не во всех скважинах. Наблюдается как бы "шлейф"
В результате в автоматическом режиме рассчита- потока меченой жидкости.
ны и построены кривые "Относительная концентраДля объективной оценки динамики фильтрации
ция трассера – время/концентрация", выделены ВПФ меченой жидкости в межскважинном пространстве
с определением фильтрационных параметров каждого пласта Д0 между нагнетательной скв. 126 и контрольВПФ для каждой скважины (рис. 1).
ными добывающими скв. 25, 120, 124, 125, 130, 131, в
которых был получен индикатор карбамид (мочевиРезультаты индикаторных исследований
на), проведён статистический анализ частоты встречана участке нагнетательной скважины 126
емости различных скоростей движения воды, расчётных значений проницаемости и производительности
Индикатор карбамид (мочевина) обнаружен в добы- фильтрационных каналов.
вающих скв. 25, 120, 124, 125, 130, 131, наибольшее
В табл. 2. приведены статистические характеристиколичество индикатора получено в скв. 25 (32,1 %), ки, в частности, частоты встречаемости скоростей дви125 (25,1 %), 120 (17,0 %), 130 (13,8 %), 124 (10,8 %). жения воды в интервалах от более 100 м/ч и до менее
Наименьшее количество индикатора получено в скв. 131 1 м/ч, проницаемость в интервалах от 5 мкм2 и более
Параметры работы добывающих скважин по состоянию на момент
закачки трассера
Нефтепромысловое дело 9/2013
47
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Таблица 2
Статистические характеристики изменения гидродинамических параметров фильтрационных потоков
в межскважинном пространстве в районе нагнетательной скв. 126
Интервалы
изменения
скорости, м/ч
Частота
встречаемости, %
Интервалы изменения
проницаемости,
мкм2
Частота
встречаемости, %
Интервалы изменения
производительности
каналов, м3/сут
Частота
встречаемости, %
Более 100
3,6
Более 5
3,6
Более 10
3,6
100…50
1,8
5…3
1,8
10…5
3,6
50…10
25,0
3…1
6,9
5…1
37,5
10…5
7,1
1…0,5
7,1
1…0,5
28,5
5…1
35,7
0,5…0,1
26,2
Менее 0,5
26,8
Менее 1
26,8
0,1…0,05
19,7
Менее 0,05
32,1
до 0,05 мкм2 и менее, производительности от 10 м3/сут
и более до 0,5 м3/сут и менее.
В итоге выявилась следующая закономерность: на
исследуемом участке нагнетательной скв. 126 преобладают:
1) скорости движения воды от 10 до 50 м/ч – более
25 %;
2) скорости движения воды 5 м/ч и менее – 62,5 %;
3) проницаемость межскважинного пространства –
0,5 мкм2 и менее – 73 %;
4) производительность фильтрационных каналов –
5 м3/сут и менее – 92,8 %.
В пределах рассматриваемого участка залежи пласта Д0 в связи с высокой промытостью толщи, повышенной проницаемостью, наличием протяжённых сообщающихся в пределах межскважинного пространства фильтрационных каналов и большими перепадами давления между зоной нагнетания и отбора отмечаются высокие скорости движения воды, что снижает эффективность заводнения, уменьшается охват залежи вытеснением, а это приводит к преждевременному обводнению продукции скважин.
Полученные данные по трассерным исследованиям в районе нагнетательной скв. 126 позволяют детально и объективно оценить текущее состояние распределения фильтрационных потоков в межскважинном
пространстве девонского пласта.
В результате проведенных трассерных исследований в девонской залежи (пласт Д0) Мало-Усинского
месторождения в районе нагнетательной скв. 126 установлено, что в межскважинном пространстве в направлении к скв. 25, 112, 118, 120, 124, 125, 128, 130, 131, 181,
183 фильтрационные потоки закачанной меченой карбамидом жидкости имеют большой диапазон изменения скоростей продвижения от 246 до 0,32 м/ч, спектр
проницаемости фильтрационных каналов – от 19,7 до
0,011 мкм2 и производительности – от 26,8 до 0,1 м3/сут.
Полученные данные подтверждают сложность геологического строения девонского пласта Д0, которая характеризуется площадной невыдержанностью, замещением коллекторов в большей части скважин плотными породами, высокой степенью неоднородности
ёмкостных фильтрационных свойств коллекторов.
В районе нагнетательной скв. 126 распределение
48
потока закачиваемой воды по площади неоднородно.
Основной объём закачиваемой воды (более 68 %) в
юго-западном направлении к добывающим скв. 25, 125,
124, создавая по одному лучу (юго-запад – северо-восток), оказывает активное влияние на условия выработки запасов в центральной части девонской залежи.
Около 28 % объёма закачиваемой в скв. 126 воды
направлено на юго-восток к скв. 120 (14 %) и на югозапад – к скв. 130 (13,8 %).
Для объективной оценки динамики фильтрации
меченой воды проведён статистический анализ частоты встречаемости различных скоростей движения воды, расчётной проницаемости и производительности
фильтрационных каналов проницаемых зон в межскважинном пространстве в районах нагнетательной
скв. 126.
Преобладают скорости движения закачиваемой воды 5 м/ч и менее, проницаемость межскважинного
пространства – 0,5 мкм2 и менее и производительность фильтрационных каналов (проницаемых зон) –
5 м3/сут и менее.
Полученные данные по трассерным исследованиям
в районе нагнетательной скв. 126 позволяют детально и
объективно оценить текущее состояние распределения
фильтрационных потоков в межскважинном пространстве девонского пласта Д0 и предложить проведение
опытно-промысловых работ по увеличению охвата залежи заводнением, уменьшению обводненности продукции и достижению проектного коэффициента извлечения нефти. Можно рекомендовать следующее:
1. С целью вовлечения в разработку отдельных линз
и застойных зон (в районе скв. 131,132, 137, 121, 129,
130, 120), выделенных по данным трассерных исследований, осуществить дальнейший ввод проектных и
нагнетательных скважин, предусмотреть резервные
скважины и зарезку боковых стволов.
2. Эффективность заводнения может быть повышена не только за счет усиления системы ППД, но и применения гидродинамических методов увеличения
охвата залежи заводнением:
а) метод циклического заводнения (в районе нагнетательных скв. 126, 123, 111, 113);
б) метод изменения направления фильтрационных
потоков (в районе скв. 125, 25);
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
в) метод изоляции высокопроницаемых каналов
фильтрации в добывающих обводненных скважинах;
г) выравнивание профиля приёмистости в нагнетательных скважинах;
д) закачка в нагнетательную скважину коагулянтов,
способствующих увеличению отмывающей способности закачиваемых вод, что, в частности, проводится
на Мало-Усинском месторождении в нагнетательных
скважинах.
В этом отношении целесообразно провести детальное обоснование применения тех или иных разновидностей гидродинамических методов увеличения охвата залежи заводнением.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гавура В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М.:
ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001. – 340 с.
2. Геологическое строение и пересчет запасов углеводородного сырья Мало-Усинского месторождения нефти на основе геологической модели: отчет ПермНИПИнефти. по
договору № 3243/06z0462. – 2006. – 167 с.
3. Технологическая схема разработки Мало-Усинского месторождения / рук. В.Л. Воеводкин: ПермНИПИнефть. –
Пермь, 2008. – 96 с.
4. Хозяинов М.С., Чернокожев Д.А. Компьютерное моделирование фильтрации меченой жидкости с целью уточнения
геологической модели эксплуатируемого нефтяного пласта
// Каротажник. – 2004. – № 4. – С. 293–294.
УДК 622.276.72
ВЛИЯНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ НА КОЭФФИЦИЕНТ
ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
А.А. Злобин
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Смачиваемость горных пород обусловливает специфическое проявление поверхностных сил в пластовой
системе, главным образом влияющих на динамику многофазной фильтрации поровых флюидов (нефти, воды
и газа) и их объемное распределение в эффективной
части пласта. Проблемы увеличения нефтеотдачи пластов, вовлечения в разработку остаточных запасов, повышения эффективности методов ПНП и интенсификации добычи нефти (ИДН) напрямую связаны с недостаточной изученностью тонких процессов смачивания,
происходящих на границах фаз в микрообъеме поровых
каналов и на поверхности глубинного оборудования.
В данной статье на основе комплексного анализа
керна исследованы смачиваемость пород-коллекторов,
границы изменения ее по площади региона и закономерности влияния ее на коэффициент извлечения нефти (КИН).
Смачиваемость проявляется в способности жидкости энергетически взаимодействовать с твердой поверхностью с образованием поверхностных структурированных слоев. В случае с гидрофильной поверхностью
говорят о полном растекании полярной жидкости с
образованием тонких и прочных граничных структур,
а на гидрофобной несмачивающейся поверхности слоистые структуры не образуются и жидкость обладает
повышенной подвижностью. Смачиваемость не является константой коллектора, а зависит от типа жидкости и степени обработки поверхности.
Анализ многочисленных источников показывает,
что смачиваемость внутрипоровой поверхности пород-коллекторов непосредственно влияет на эффективность практически всех известных технологий разработки месторождений углеводородного сырья с использованием заводнения. В табл. 1 в качестве примера приведены параметры продуктивного пласта, которые непосредственно связаны с характеристикой смаНефтепромысловое дело 9/2013
чиваемости пород. В целом смачиваемость обусловливает проявление в тонких микронного размера поровых каналах, число которых в 1 м3 коллектора составляет несколько миллиардов, сил молекулярного сцепления и вязкостного трения, блокирующих фильтрацию и вытеснение нефти из пласта.
Основной вывод, следующий из табл. 1, заключается в том, что смачиваемость должна быть непосредственно связана с КИН, который является основным
технологическим параметром разработки и эксплуатации нефтяной залежи. Расчет и обоснование КИН являются сложной и нетривиальной задачей, поэтому разработка новых экспрессных методик в этом направлении является важной и актуальной проблемой.
Таблица 1
Влияние смачиваемости на различные параметры
пласта
поверхностное натяжение
капиллярное давление
капиллярную пропитку
относительные фазовые проницаемости для
нефти и воды
эффективную динамическую пористость
отложение САВ и парафинов
адсорбцию ПАВ при закачке в пласт
Смачиваостаточную водо- и нефтенасыщенность
емость поскорость продвижения фронта воды и нефти
верхности пород-коллекто- давление нагнетания
ров влияет на: приёмистость нагнетательных скважин
объемное распределение нефти и воды в пласте
формирование переходной зоны пласта (ВНК)
проникновение фильтрата глинистого раствора в
пласт
диспергирование и коалесценцию глобул нефти
электропроводность пласта
коэффициент вытеснения нефти
коэффициент охвата пласта заводнением
49
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
Кислотные компоненты
нефти
Основные (щелочные)
компоненты нефти
Карбонатные породы
заряжены положительно
и ведут себя как слабые
основания
Терригенные породы
заряжены отрицательно
и ведут себя как слабые
кислоты
Рис. 1. Схема изменения смачиваемости поверхности
терригенных и карбонатных пород в процессе адсорбции кислых и щелочных компонентов нефти
Изменение смачиваемости реальных коллекторов
в сторону повышения гидрофобности связано с процессом селективной адсорбции активных компонентов нефти (органических кислот и оснований) на поверхности породообразующих минералов. Это обусловлено тем, что карбонатные породы (известняки)
имеют положительный заряд и стремятся адсорбировать преимущественно кислотные компоненты нефти
(нафтеновая, олеиновая и другие кислоты), а терригенные (силикаты) за счет отрицательного заряда поверхности – щелочные компоненты нефти, как показано на рис. 1. За счет длительного во времени контакта нефти с породой формируются гидрофобные и
гидрофильные типы коллекторов, которые отличаются характером распределения фаз воды и нефти в поровом объеме пород и динамикой процесса вытеснения. Неверное предположение о характере смачиваемости пласта может привести к его необратимым повреждениям и осложнениям разработки.
На сегодня существуют различные способы определения параметра смачиваемости пород [1–5]: по теплоте смачивания, измерение контактного угла, метод
Амотта, метод USBM, адсорбционный низкотемпературный метод БЭТ, ЯМР [5], метод относительных фазовых проницаемостей, изотермической сушки и метод по ОСТу [4]. В целом, как показывает анализ, результаты различных методов хорошо коррелируют
между собой. В работе использованы данные смачиваемости, полученные по методу ОСТа.
Метод определения смачиваемости пород согласно ОСТ 39-180-85 предусматривает определение количественного показателя М, отражающего интегральную характеристику смачиваемости поверхности пород по данным капиллярного впитывания в водонасыщенный образец воды и керосина при атмосферных
условиях и в поле центробежных сил при центрифугировании [4].
50
По показателю смачиваемости М горные породы
ранжируются на гидрофобные (М = 0...0,2), преимущественно гидрофобные (0,2...0,4), промежуточные (0,4...
0,6), преимущественно гидрофильные (0,6...0,8) и гидрофильные (0,8…1,0) типы смачиваемости.
Метод по ОСТу был разработан в 80-х гг. прошлого
века в ПермНИПИнефти под руководством д-ра техн.
наук Б.И. Тульбовича и нашел широкое применение в
нефтяной отрасли России ввиду своей относительной
простоты и стабильной воспроизводимости результатов за счет использования наиболее точного гравиметрического (весового) метода измерений [1, 4].
Для ранжирования продуктивных пород по смачиваемости был проведен комплексный анализ лабораторных данных на представительной коллекции образцов (4000 образцов) пород-коллекторов основных нефтяных месторождений Пермского края. Анализ показал, что основная доля 68 % (терр.) и 73% (карб.) пород из нефтяной части пласта являются преимущественно гидрофобными, 16...22 % характеризуются гидрофильными свойствами и примерно 10 % пород относится к промежуточному типу смачиваемости. В
табл. 2 приведены средние данные по смачиваемости
пород-коллекторов 55 нефтяных месторождений, ранжированных по основным крупным тектоническим
структурам. Анализ показывает, что показатель М изменяется от 0,173 до 0,397 доли ед. Во-вторых, смачиваемость терригенных и карбонатных пород всегда отличается, причем у терригенных она преимущественно выше (в сторону фильности) на 28,5 % за счет более высокой исходной гидрофильности породообразующих минералов – кварца и алюмосиликатов.
Таблица 2
Смачиваемость продуктивных отложений
Пермского края
Тектоническая
структура
Средний показатель смачиваемости
(М) продуктивных отложений, доли ед.
Терригенные
Карбонатные
Соликамская депрессия (СолД)
0,216
0,306
Пермский свод (ПС)
0,397
0,250
Бымско-Кунгурская
впадина (БКВ)
0,251
0,258
Верхнекамская впадина (ВКВ)
0,267
0,173
Башкирский свод (БС)
0,340
0,197
Среднее по 55 месторождениям
0,307
0,239
Говоря о том, что смачиваемость сильно влияет на
процессы заводнения пластов, часто не представляют,
в какой мере это происходит. Для простой и наглядной оценки на рис. 2 приведены данные экспериментов по моделированию процесса вытеснения в условиях, приближенных к пластовым, с использованием
реальных сцементированных кернов. Приведенный график описывает зависимость коэффициента вытеснения нефти (вязкость 3,65 мПас) водой при различной
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Коэффициент вытеснения, доли ед.
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
0,8
0,7
0,6
0,5
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Показатель смачиваемости (М), доли ед.
Рис. 2. Зависимость коэффициента вытеснения нефти
от показателя смачиваемости поверхности для терригенного пласта Аспинского месторождения
(по Б.И. Тульбовичу) [1]
смачиваемости поверхности терригенного пласта Аспинского месторождения (структура БС). В опытах
смачиваемость поверхности песчаников искусственно
модифицировалась. Анализ показывает, что с увеличением гидрофильности пород коэффициент вытеснения
(Квт) значительно возрастает от 0,54 до 0,78 доли ед.,
т. е. на 24 абсолютных пункта, или 44,4 % отн. Основной подъем, или скорость роста Квт, приходится на гидрофобные породы со смачиваемостью, изменяющейся в узком диапазоне от 0,20 до 0,35 доли ед.
Процесс формирования гидрофильных и гидрофобных пластов неоднозначный и достаточно сложный.
Показатель смачиваемости коллекторов не является
заведомо известной константой породы, а зависит от
типа смачивающей жидкости и степени обработки по-
а
верхности. Принято считать, что исходная смачиваемость природных породообразующих минералов по
параметру М составляет не ниже 0,7 доли ед., т. е. они
преимущественно хорошо смачиваются водой и не
смачиваются углеводородами. Так, в водной части пласта терригенные породы имеют смачиваемость 0,98, а
карбонатные – 0,76 доли ед., соответственно. В процессе заполнения ловушки и длительного во времени формирования нефтяной залежи при высоких горном и
поровом давлениях происходят разрыв тонкой пленки
остаточной реликтовой воды в порах и адсорбция активных полярных компонентов на поверхности минералов и показатель М снижается (см. табл. 2) в среднем до 0,239 доли ед., что характеризует высокую гидрофобизацию поверхности [5]. Реальный диапазон
смачиваемости пород из нефтяной части пласта составляет 0,02…0,60 доли ед.
Анализ показывает, что высокая гидрофобизация
продуктивных пород связана с влиянием активных
компонентов нефти – смолисто-асфальтеновых веществ
(САВ) и геологических особенностей залежи.
Для подтверждения сказанного было выбрано 30 месторождений Пермского края с преимущественно вязкими нефтями (87 % в выборке), динамическая вязкость
которых в целом изменялась от 1,17 до 69,8 мПас. На
этих месторождениях разрабатываются 76 продуктивных объектов. Из них 60 % относятся к карбонатным
пластам, а другая часть – к терригенным. По керну
выбранных объектов была определена средняя смачиваемость пород, которая сопоставлялась с динамической вязкостью нефти в пластовых условиях (рис. 3, а).
Анализ показывает, что исходная вязкость нефти существенно влияет на смачиваемость пород. Увеличение
ее приводит к резкому снижению показателя смачиваемости в 5…8 раз, т. е. повышению фобности поверх-
б
Рис. 3. Взаимосвязь смачиваемости терригенных и карбонатных объектов различных месторождений с вязкостью
пластовой нефти (а) и содержанием асфальтенов в граничном слое карбонатного пласта (б)
Нефтепромысловое дело 9/2013
51
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
V1
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
а
б
Рис. 4. Моделирование 3d-поверхности изменения смачиваемости карбонатных отложений структуры ВКВ (а)
и 2d-проекция этой поверхности на горизонтальную плоскость (б):
V1, V2 – широта и долгота; V4– смачиваемость
52
С использованием полученных выше комплексных
керновых данных по смачиваемости была разработана
методика оценки КИН, основанная на тесной связи его
с показателем смачиваемости (см. табл. 1).
Для указанной выше выборки месторождений были использованы проектные показатели КИН, утвержденные в ЦКР. Из анализа экспериментальных данных впервые установлено, что между показателем смачиваемости объекта и проектным КИН наблюдаются
тесные корреляционные связи, показанные на рис. 5.
Видно, что с увеличением гидрофильности пород происходит линейный рост проектного КИН, что соответствует
известным представлениям по физике нефтяного пласта.
Смачиваемость, доли ед.
ности. Причем особенно сильное влияние на смачиваемость оказывают нефти с вязкостью от 1 до 12 мПас.
После 30 мПас смачиваемость гидрофобных пород
монотонно снижается уже по линейной зависимости.
Дисперсионный разброс обусловлен влиянием дополнительных геолого-физических (литофациальных) особенностей коллекторов. В том случае, когда рассматривается объект с одним типом коллектора и исходным составом нефти, зависимость смачиваемости, например, от содержания адсорбированных асфальтенов
(по ЯМР [5]) в поверхностном слое нефти становится
более тесной, как показано на рис. 3, б.
Таким образом, вязкостные свойства нефти, а именно наличие в их составе САВ, являются главным фактором гидрофобизации внутрипоровой поверхности
продуктивных пород.
Влияние геологических особенностей крупных региональных структур на смачиваемость установлено на
основании дополнительных исследований. Для каждой
из указанных геологических структур (см. табл. 2) с
учетом разрабатываемых объектов с реальной смачиваемостью пород по керну проводилось математическое моделирование методом сплайнов для построения 3d-поверхностей смачиваемости пород с использованием пакета S-PLUS-2000Prof. На рис. 4 в качестве примера приведена трехмерная поверхность изменения показателя смачиваемости М для карбонатных
отложений структуры ВКВ. В данном случае видно,
что распределение имеет конусообразную форму (возвышение) и пологий рельеф с севера на юг, который,
вероятней всего, связан с геологическим строением
резервуара. Для практической работы, как правило,
используются 2d-карты с изолиниями смачиваемости
(см. рис. 4). Такие 3d- и 2d-карты построены для отдельных тектонических структур, а также в целом для
Пермского края с учетом литотипов пород.
КИН (проектный), доли ед.
Рис. 5. Экспериментальные графики взаимосвязи
смачиваемости пород и проектного КИН:
1 и 2 – две различные группы объектов
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ИССЛЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН
2
Параметр подвижности, мкм /(мПас)
1. Определяется по керну (геофизике) смачиваемость пласта или объекта разработки;
2. По уравнению (1) рассчитывается параметр подвижности П;
3. По уравнению (2) определяется КИН начальный
(приближенный), с использованием которого выбирается принадлежность исследуемого объекта к той или
иной группе на зависимостях по рис. 5;
4. По известной смачиваемости , используя уравнение (3) или (4), рассчитывается точное значение КИН.
Индексы 1 и 2 при этом соответствуют номеру группы объектов на рис. 5.
КИН(1)  0,8219  0,0699, R = 0,953;
(3)
КИН(2)  1,0393  0,1976,
КИН (проектный), доли ед.
Рис. 6. Палетка для расчета начального значения КИН
для терригенных и карбонатных объектов по комплексному параметру подвижности
Причем получено четкое деление всей совокупности данных на две статистически примерно равные
альтернативные группы, не связанные ни с литологическим типом пород, тектоникой, ни с вязкостью нефти. При этом в каждую группу вошли как терригенные, так и карбонатные объекты разработки. Так как
определить ранжирующий параметр по группам достаточно сложно и не представляется возможным, исходили из того, что для расчета достаточно иметь качественный фактор принадлежности исследуемого объекта к той или иной группе, а далее по аналитическому уравнению уже можно рассчитать КИН с достаточно высокой точностью.
Исследования показали, что КИН слабо коррелирует с вязкостью, ФЕС пород и другими параметрами
пласта. В конечном итоге предлагается для расчетов
использовать комплексный параметр подвижности П,
который равен коэффициенту подвижности, умноженному на показатель смачиваемости:
П  βК ГДИ / μ ,
(1)
где  – смачиваемость, доли ед.; КГДИ – проницаемость
по гидродинамическим исследованиям, мкм2;  – динамическая вязкость нефти в пластовых условиях,
мПас. Дело в том, что известный коэффициент подвижности К/ не учитывает качество порового канала
с точки зрения его смачивающих свойств. Поэтому введение корректирующего коэффициента  в (1) обосновано физически и подтверждается на практике получением статистической модели с более высоким коэффициентом корреляции (рис. 6):
КИН  0,0543ln П  0,3052,
R = 0,810.
(2)
Методика расчета КИН проводится по следующему алгоритму.
Нефтепромысловое дело 9/2013
R = 0,892.
(4)
Сравнение данных по КИН, рассчитанных по новым
12 объектам, не вошедшим в обучающую выборку,
показывает хорошее согласие расчетных и проектных
КИН, утвержденных в ЦКЗ. Относительная ошибка составляет 8,7 % на диапазоне КИН от 0,21 до 0,44 доли ед.
Таким образом, по предлагаемой методике можно
экспрессно оценить КИН по пласту, скважине, кусту
или месторождению в целом. Это особенно важно на
начальном этапе разбуривания и освоения мелких залежей и месторождений, когда ощущается дефицит
или полное отсутствие технологических параметров
для традиционной оценки КИН.
Выводы
 На представительном статистическом материале проведен анализ смачиваемости пород по основным нефтедобывающим районам Пермского края.
 Установлено, что средняя смачиваемость продуктивных пород Пермского края составляет 0,271 доли ед.,
что характеризует их как преимущественно гидрофобные системы. Сравнение терригенных и карбонатных
отложений показывает, что первые обладают более
высокими значениями показателя смачиваемости за
счет более высокой исходной гидрофильности песчано-алевритовых пород.
 Получено, что смачиваемость является сложной
комплексной функцией литолого-физических характеристик пласта и вязкости нефти.
 Разработана и опробована экспрессная методика расчета КИН, которая может быть использована на
начальной стадии освоения и разработки мелких залежей нефти при отсутствии необходимых технологических параметров.
ЛИТЕРАТУРА
1. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов
нефти и газа. – М.: Недра, 1979. – 200 с.
2. Михайлов Н.Н., Семенова Н.А., Сечина Л.С. Микроструктурная смачиваемость и ее влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов. – М.: Нефтегаз
International, 2009. – С. 8–11.
3. Anderson W.G. Wettability Literature Survey. Pt. 6: The Effects of Wettability on Waterflooding // JPT. – 1987. – № 12. –
Р. 1605–1619.
4. ОСТ 39-180-85. Нефть. Метод определения смачиваемости углеводородсодержащих пород. – М., 1985. – 18 с.
5. Злобин А.А. Изучение граничных слоев нефти и воды при
заводнении пластов // Нефт. хоз-во. – 2013.– № 4. – С. 20–24.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
УДК 622.276.66:519.24
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГРП*
В.И. Галкин, А.В. Растегаев, И.А. Козлова
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
В настоящее время достаточно много публикаций
посвящено эффективности использования гидроразрыва пластов (ГРП) [1–4]. В этих работах рассматривается совместное влияние геолого-технологических показателей на эффективность использования метода ГРП.
В данной статье приведен анализ воздействия некоторых геологических показателей на эффективность ГРП.
Выполнялся анализ по ряду месторождений, разрабатываемых на территории ТПП "Когалымнефтегаз". Для
анализа использованы пласты, для которых имеется
статистически полная информация по проведению ГРП,
выполненных по одной технологии. Данное условие в
достаточной мере позволит установить степень влияния на ГРП именно геологических показателей. Исследования выполнены по пластам БВ8 Повховского,
23
БС10
Тевлинско-Русскинского и АВ1+2 Ватьеганского месторождений.
На первом этапе исследований выполнено обоснование группирования скважин по эффективности ГРП
с использованием геологических показателей. Методика группирования, разработанная первоначально для
пласта БВ8 Повховского месторождения, была применена в последующем и для других объектов. Согласно
этой методике ГРП является малоэффективным, если
годовой прирост нефти после проведения мероприятия (Qпр.) составляет менее 8 т/сут (класс 1), если годовой прирост нефти находится в интервале от 8 до
16 т/сут, то эффективность ГРП – удовлетворительная
(класс 2) и при Qпр. > 16 т/сут – высокая (класс 3). Данное условие принято на основании изучения характера
распределения Qпр.. При статистическом анализе было
установлено, что распределение данного параметра
является трехмодальным, при этом моды в первом
(Мо = 3,6 т/сут) и третьем классах (Мо = 22,3 т/сут)
достаточно хорошо выражены, тогда как во втором классе мода выражена менее рельефно (Мо = 11,6 т/сут).
Доказательство реального существования данной классификации обосновано с помощью критериев Стьюдента (tp) и Пирсона ( 2р ). В первом случае сравнива-
ются средние значения, во втором – плотности распределений.
Средние значения годовых приростов дебитов нефти после ГРП приведены в табл. 1.
Из табл. 1 видно, что по критерию t средние значения приростов годовых дебитов после проведения
ГРП статистически различны. По критерию 2 статистические распределения различаются незначительно.
Выполненные аналогичные расчеты по остальным двум
объектам показали выраженное группирование для
23
пласта БС10
Тевлинско-Русскинского месторождения
и относительно слабое группирование для пласта АВ1+2
Ватьеганского месторождения.
Исследуем влияние на эффективность ГРП некото23
рых геологических характеристик пластов БВ8, БС10
,
АВ1+2. В частности, для анализа были использованы
толщины, м: общая пласта – Mоб., нефтенасыщенная –
Mнн, песчаников – Mпес., глин – Mгл.; число прослоев,
шт.: песчаных – Nпесч., глинистых – Nгл.; коэффициенты:
песчанистости – Кпес., отн. ед.  100, пористости – Кпор.,
отн. ед., проницаемости – Кпр., 10–3 мкм2, нефтенасыщенности – Кнн, отн. ед.; абсолютные отметки залегания кровли – Нкр., м, и подошвы пласта – Нпод., м. Для
выяснения индивидуального влияния этих показателей на эффективность ГРП вычислим средние значения, среднеквадратичные отклонения и с помощью критерия t выполним оценку степени их влияния. Определение информативности каждого показателя и оценка степени его влияния проводились для трёх выделенных классов. Условимся, что чем больше по критерию
t (по абсолютной величине) разделяются по геологическим показателям средние значения в выделенных
классах, тем сильнее их влияние на эффективность ГРП. Средние значения показатеТаблица 1
лей по трем группам, а также значения статистик t и p приведены в табл. 2.
Средний прирост годовых дебитов и статистическая оценка
выделения классов по эффективности ГРП по пласту БВ8
Средние значения в классах 1 и 3 для
Повховского месторождения
Повховского месторождения (а) различаются по параметрам Mоб., Mгл., Nпесч., Nгл., Кпор.,
Статистические оценки
Средний прирост дебита по классам
Mнн, поэтому можем предположить, что они
эффективности ГРП – Qпр., т/сут
(Стьюдента – tp, Пирсона – 2р)
в большей степени влияют на эффективнизкий
удовлетв.
высокий
t2-3
t1-2
21-2
22-3
(класс 1)
(класс 2)
(класс 3)
ность проведения ГРП в скважинах, дрениp1-2
p2-3
р1-2
р2-3
N = 204
N = 165
N = 180
23
рующих пласт БВ8. Для пласта БС10
Тев–29,64 –18,19 447,38 231,34
3,8±2,1
10,9±2,4
27,9±1,7
линско-Русскинского месторождения (б)
0,00
0,00
0,00
0,00
54
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Таблица 2
Оценка индивидуальной информативности геологических показателей месторождений*
Показатели
Статистические характеристики показателей по классам
1
2
3
а
33,7±5,1
34,3±15,7
37,1±15,1
б
44,7±27,7
51,1±28,8
57,2±28,4
в
25,35±6,4
24,9±5,1
23,6±6,5
а
12,4±7,1
12,6±7,4
13,5±7,4
б
18,0±13,1
16,2±8,9
21,1±14,6
в
10,1±4,2
9,5±3,9
9,4±4,5
а
21,4±11,9
21,6±12,1
23,6±11,7
б
27,7±23,0
34,8±25,9
36,0±25,7
в
15,1±4,2
15,4±6,2
14,2±2,8
а
39,5±18,1
39,9±17,5
39,6±17,1
б
48,1±25,1
39,9±24,3
40,6±23,7
в
38,3±11,7
39,6±18,2
38,5±10,9
а
8,6±5,1
9,2±6,2
9,7±5,2
б
16,7±11,8
16,6±9,9
19,1±12,8
в
9,4±4,9
9,5±5,4
8,7±2,6
а
6,0±3,8
6,6±4,3
7,1±3,9
б
9,7±6,7
10,6±7,1
11,7±7,0
в
5,5±2,4
4,8±2,5
6,3±2,8
а
0,186±0,011
0,188±0,011
0,188±0,014
б
0,181±0,018
0,182±0,017
0,181±0,014
в
0,242±0,018
0,239±0,020
0,240±0,027
а
88,3±119,6
73,1±111,8
97,7±131,1
б
44,3±66,5
77,9±139,4
46,4±60,1
в
311,4±325,5
288,2±344,3
352,1±346,2
а
0,674±0,071
0,685±0,072
0,684±0,068
б
0,518±0,140
0,526±0,097
0,551±0,109
Критерии:
t – числитель, p – знаменатель
для кл. 1–2 для кл. 2–3
для кл. 1–3
Mоб., м
–0,334
0,738
–1,187
0,237
0,181
0,857
–1,711
0,087
–0,959
0,340
0,418
0,682
–2,231
0,026
–2,459
0,015
0,511
0,612
–0,405
0,697
0,779
0,436
0,428
0,670
–1,171
0,242
–1,804
0,026
0,053
0,957
–1,624
0,105
–1,275
0,204
0,332
0,741
–0,181
0,855
–1,791
0,075
–0,230
0,819
–1,515
0,131
–0,202
0,840
0,362
0,722
–1,797
0,073
–2,155
0,032
0,375
0,709
–1,198
0,842
1,737
0,084
–0,270
0,788
0,154
0,087
–0,125
0,900
0,103
0,919
–0,046
0,963
1,694
0,092
–0,044
0,965
–1,067
0,286
0,045
0,964
–0,009
0,992
–0,801
0,424
–0,969
0,335
0,245
0,809
–2,134
0,033
–1,087
0,278
0,271
0,787
–1,394
0,164
–0,668
0,504
0,751
0,456
–1,077
0,282
–0,705
0,482
–0,940
0,364
–2,681
0,007
–1,606
0,110
–0,589
0,559
–1,703
0,089
–0,360
0,719
0,331
0,741
0,357
0,720
0,279
0,780
–0,05
0,959
–2,301
0,021
–0,086
0,931
0,147
0,883
1,258
0,208
–1,919
0,057
0,201
0,841
–1,871
0,062
1,359
0,177
–0,317
0,755
–0,730
0,013
–0,183
0,854
–0,234
0,816
–1,445
0,149
–0,339
0,734
0,449
0,653
–1,057
0,293
–1,340
0,180
–1,373
0,171
Mпес., м
Mгл., м
Кпес.
Nпесч., шт.
Nгл., шт.
Кпор., отн. ед.
Кпр., 10–3 мкм2
Кнн, отн. ед.
Нефтепромысловое дело 9/2013
55
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Окончание табл. 2
Показатели
Статистические характеристики показателей по классам
1
2
3
0,437±0,065
0,448±0,088
0,451±0,134
а
11,1±7,2
11,5±7,3
12,9±6,6
б
12,2±8,8
12,3±7,8
13,8±9,9
в
6,8±3,8
5,8±4,3
7,3±4,8
а
–2566,5±37,6
–2563,8±36,1
–2561,3±32,4
б
–2379,1±29,1
–2384,8±25,1
–2377,1±29,1
в
–1873,6±40,5
–1956,5±180,3
–1866,2±4,6
а
–2600,1±37,2
–2598±37,3
–2598,4±34,6
б
–2423,8±43,2
–2435,9±40,3
–2431,7±48,2
в
–1898,9±39,7
–1981,5±182,7
–1889,8±8,3
в
Критерии:
t – числитель, p – знаменатель
для кл. 1–2 для кл. 2–3
для кл. 1–3
–0,055
–0,352
–0,423
0,674
0,956
0,726
Mнн, м
–0,506
0,617
–0,031
0,975
0,680
0,500
–1,845
0,065
–0,741
0,460
–0,591
0,565
–2,479
0,013
–0,922
0,357
–0,267
0,790
–0,709
0,478
1,061
0,290
2,475
0,017
–0,679
0,497
–1,265
0,209
–0,977
0,346
–1,454
0,146
–0,378
0,705
–0,359
0,721
–0,521
0,602
1,487
0,139
2,443
0,018
0,085
0,932
–0,424
0,672
–0,978
0,345
–0,462
0,643
0,965
0,335
–0,452
0,345
Нкр., м
Нпод., м
* а – Повховское, б – Тевлинско-Русскинское, в – Ватьеганское месторождения.
средние значения для классов 1 и 3 отличаются только по показателям по Mоб., Mгл.. Для пласта АВ1+2 Ватьеганского месторождения (в) средние значения для
классов 1 и 3 не отличаются ни по одному из анализируемых показателей. Следует отметить, что в представленной выборке скважин коллекторы данного пласта характеризуются очень высокими значениями проницаемости (в 3…5 раз выше остальных) и пористости и относительно однородным строением.
Для более полного анализа рассматриваемых показателей были вычислены коэффициенты корреляции r
между ними по всем месторождениям для трех изучаемых классов эффективности ГРП. Особое внимание
будет уделено тем корреляциям, которые по своим значениям значительно отличаются друг от друга в зависимости от классов. Для Повховского месторождения
Mоб. имеет прямые сильные корреляции с Mпес., Mгл.,
Nпесч., Nгл., Nпор., Mнн. Все эти корреляции по силе близки для всех трех классов. Максимальные различия в
классах наблюдаются между Mоб. и Mпес., Mгл.: если для
первого класса коэффициент корреляции r = –0,17, для
второго r = –0,20, то для третьего r = –0,43, т. е. для
третьего класса происходит усиление корреляций. Кроме этого имеются разные корреляции в классах между
Mоб. и Кнн, Mнн, Нпод.. Для Mпес. также имеются различия в значениях r по классам. Эти различия имеются
по Nгл., Mнн. Показатель Кпор. имеет для первого класса
значимую корреляцию с Кпр., для второго и третьего
классов эти связи значительно ниже. Коэффициент
проницаемости для первого класса имеет значимые
корреляционные связи с Нкр., Нпод., для второго и третьего классов эти корреляции более слабые.
Таким образом, выполненный анализ корреляционных связей между геологическими показателями пла56
ста БВ8 Повховского месторождения показал, что для
трех изучаемых классов скважин установлены существенные статистические различия параметров, контролирующих эффективность проведения ГРП. Этот
установленный факт позволяет использовать результаты проведенного статистического анализа для выбора участков пласта с оптимальными геологическими параметрами с заранее прогнозируемым исходом
проведения ГРП.
Аналогичные расчеты значений коэффициентов r
по трем классам эффективности ГРП были выполне23
ны для пласта БС10
Тевлинско-Русскинского месторождения и пласта АВ1+2 Ватьеганского месторождения.
23
Так, анализ корреляционных связей по пласту БС10
Тевлинско-Русскинского месторождения показал, что
Mоб. имеет прямые сильные корреляции с параметрами Mпес., Mгл., Nпесч., Nгл., Нпод.. Значимые связи установлены для всех трех классов. Обратная корреляция наблюдается между параметрами Mоб. и Кпор., причем
для первого и второго классов корреляции более тесные, чем для третьего класса. Кроме этого для данного объекта обнаружены разные корреляции в классах
между Mоб. и Нпод.. Для Mпес. также имеются различия
в значениях r по классам. Эти различия выявлены также по показателям Nгл. и Mнн. Коэффициент песчанистости для третьего класса более слабо коррелируется
с Нпод. по сравнению с первым и вторым классами.
Анализ значений r по пласту АВ1+2 Ватьеганского
месторождения показал, что величина Моб. имеет прямые сильные корреляции с геологическими параметрами Mгл., Nпесч., Nгл. для всех трех классов. Более значимые отличия в классах наблюдаются между параметрами Моб. и Мпесч.: если для первого класса r = 0,79,
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
для второго r = 0,07, то для третьего класса r = 0,84.
Отличия наблюдаются и между Моб. и Кпор.: здесь для
первых двух классов корреляции более слабые, чем
для третьего класса. Кроме этого имеются разные корреляции в классах между параметром Моб. и характеристиками Кпр., Кнн, Mнн, Нпод.. Для Mпес. также имеются различия в значениях r по классам. Эти отличия
имеются и для показателей Mгл., Nпач., Кпор. и Кпр.. Показатель Mгл. по-разному коррелируется с Кпесч., Nпесч.,
Nгл. Кпор.. Коэффициент песчанистости для всех трех
классов имеет различные корреляции с другими показателями. Среди всех рассматриваемых объектов пласт
АВ1+2 характеризуется наиболее высоким гипсометрическим положением, о чем говорит разница в показателях Нпод. и Нкр. для всех выделенных классов по всем
месторождениям. Все остальные показатели в основном характеризуются многообразием как по силе связи, так и по ее направленности с другими показателями в пределах выделенных классов.
Таким образом, эффективность проведения ГРП
контролируется геологическими показателями пластов,
но для каждого из пластов на анализируемых месторождениях установлен индивидуальный набор признаков. Выполненный статистический анализ позволил
определить комплекс наиболее информативных геологических параметров, влияющих на эффективность применения ГРП для каждого из пластов изучаемых месторождений, в том числе и раздельно по классам. По
результатам исследования в целом для пласта БВ8
Повховского месторождения выявлены три наиболее
влияющих показателя: общая толщина пласта – Моб.,
коэффициент проницаемости – Кпр. и нефтенасыщенная толщина – Mнн, которые необходимо учесть при
проектировании ГРП на данном объекте. Для пласта
23
БС10
Тевлинско-Русскинского месторождения при
выборе объектов для применения метода ГРП следует
в большей степени опираться на толщину глинистых
пропластков – Mгл. и коэффициент песчанистости –
Кпес.. Для пласта АВ1+2 Ватьеганского месторождения,
характеризующегося достаточно однородным строением и высокой проницаемостью, не выявлено информативных геологических параметров, влияющих на
эффективность ГРП. Однако высокая проницаемость
коллекторов и достаточно однородное строение пласта позволяют говорить о достижении значительного
эффекта от ГРП в этих геологических условиях.
Полученные авторами результаты исследования
являются обоснованием для прогноза приростов дебитов нефти после проведения ГРП не только для
рассмотренных выше месторождений, но и для объектов, характеризующихся сходным геологическим
строением.
ЛИТЕРАТУРА
1. Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2010. – № 7. – С. 54–58.
2. Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидроразрыва пласта (на примере
Повховского месторождения – пласт БВ8) / С.А. Иванов,
К.Г. Скачек, В.И. Галкин, А.В. Растегаев, С.А. Шихов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. – С. 42–45.
3. Иванов С.А., Растегаев А.В., Галкин В.И. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и
газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2010. –
№ 7. – С. 54–58.
4. Иванов С.А. Построение статистических моделей прогноза ГРП по геолого-технологическим показателям // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. – С. 46–50.
УДК 622.276.43:661.3
ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЩЕЛОЧНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В ПЕРМСКОМ КРАЕ
И.Р. Юшков, А.А. Ерофеев, А.И. Юшков, А.А. Злобин
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Более 35 лет прошло после испытания метода щелочного заводнения в терригенных отложениях визейского яруса Шагиртско-Гожанского месторождения
сначала в опытно-промысловых, затем и в промышленных масштабах. Интересны опыт, результаты исследования, повышение нефтеотдачи пластов, состояние разработки объекта в настоящее время и проблемы, возникавшие в период реализации процесса.
На основании утверждённых технологических документов, программы исследований организована закачка раствора щелочи в промышленных масштабах в
период 1978–1990 гг. В течение этого времени и в дальнейшем проводился отбор проб по добывающим и наНефтепромысловое дело 9/2013
гнетательным скважинам, снимались профили приёмистости и излива по нагнетательным и отдачи по добывающим скважинам, проводились замеры пластового
давления и другие исследования. В ЦНИПР НГДУ пробы исследовались, анализ проб проводился по шести
компонентам, определялись содержание воды в продукции, минерализация попутно добываемой воды, показатель водородных ионов рН, концентрация раствора щелочи на установке по приготовлению, на устье
нагнетательных и добывающих скважин.
Для нефтяных месторождений Пермского края вопросы повышения нефтеотдачи пластов стали весьма
актуальными. Объективными особенностями этого
57
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
района, как и большинства старых нефтедобывающих
регионов страны, являются существенное ухудшение и
усложнение горно-геологических условий добычи нефти вовлечением в разработку залежей с высоковязкими
нефтями и низкопроницаемыми коллекторами, преимущественной выработкой активных запасов нефти. Разработка таких залежей методами обычного заводнения
малоэффективна, так как связана с низкими темпами
отбора нефти и коэффициентами нефтеизвлечения.
В ПермНИПИнефти под руководством Б.И. Тульбовича проводились исследования по использованию
химреагентов, сопоставления их эффективности определили наиболее перспективные реагенты, такие, как
сульфонол НП-3, тринатрийфосфат, щёлочь, алкилсульфонат. Они позволяют повысить коэффициент вытеснения нефти на 5; 16; 14; и 14 %, соответственно, и дополнительно получить 630; 108; 47 и 96 т нефти на 1 т
реагента. При последующем анализе каждого из 64 пластов 34 месторождений в Пермском крае, находящихся в разработке, рекомендованы наиболее перспективные методы повышения нефтеизвлечения. Выбор
объектов проводился на основании результатов лабораторных исследований и по геолого-физическим критериям применимости методов. Установлено, что для
условий Пермской области ПАВ целесообразно применять на 31 объекте (45 %) и, в первую очередь, на
залежах пласта Тл Баклановского месторождения, пластов Бш Баклановского и Кокуйского месторождений,
на пластах Тл и Бб Гондыревского месторождения.
Кроме того, на первых трёх объектах возможно применение алкилсульфоната и сульфонола, на последнем – тринатрийфосфата. Оторочку раствора щёлочи
целесообразно использовать на 18 объектах (28 %),
первоочередными из которых являются пласты Тл и Бб
Шагиртско-Гожанского и пласты турнейской залежи
Ножовской группы месторождений (Падунское, Опалихинское, Берёзовское). Благоприятные условия для
закачки загустителей имеются на 13 объектах (20 %),
первоочередными из которых следует считать пласты
Тл и Бб Падунского и Альняшского месторождений.
При изучении отходов химпроизводств рекомендовано применение алкилированной серной кислоты (АСК
отходы Пермского нефтеперерабатывающего завода)
для терригенных пластов Мазунинского и ШагиртскоГожанского месторождений, закачка "кислой смолки"
(отходов Губахинского коксохимического комбината)
для низкопроницаемых терригенных коллекторов Ольховского и Кокуйского месторождений. С учетом этих
исследований составлены технологические схемы
опытно-промышленных и промышленных работ по
закачке растворов различных агентов по 33 объектам,
в том числе утверждены ЦКР 28, советом "Пермнефть" – 3 и отклонены советом "Пермнефть" – 2.
Особо необходимо остановиться на комплексе работ по опытно-промышленному и промышленному испытаниям щелочного заводнения, проводимого в Пермском крае. Основными факторами повышения нефтеотдачи при щелочном заводнении считаются: снижение межфазного натяжения на границе нефти и раст58
вора щёлочи, образование эмульсии, вязкость которой
выше, чем обычной воды, изменение (увеличение)
смачиваемости поверхности пород-коллекторов, растворение прочных граничных плёнок. В последнее время к положительным факторам стали относить и образование осадка в результате взаимодействия раствора щёлочи с ионами кальция и магния, содержащимися в пластовых водах. При образовании осадка происходят перераспределение объёмов закачиваемого агента по толщине и увеличение охвата пласта процессом
заводнения. Механизм повышения нефтеотдачи главным образом основан на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием поверхностно-активных веществ. В ряде случаев происходит
активизация (резкое усиление поверхностно-активных
свойств) некоторых естественных поверхностно-активных компонентов нефти под воздействием растворов
сильных щелочей. К числу таких компонентов относятся смолы, асфальтены и другие высокомолекулярные вещества. Для оценки степени активности нефтей
применительно к щелочному заводнению широко используется кислотное число нефти, которое характеризует наличие в нефти органических кислот. У наиболее активных нефтей кислотное число может быть
равно 2,5 мг КОН на 1 г нефти. Для достижения эффективных результатов щелочного заводнения кислотное
число должно быть не менее 0,5 мг КОН на 1 г нефти.
Тем не менее, по мнению Мангэна, исследования следует проводить и с нефтями, для которых кислотное
число не превышает 0,2 мг КОН на 1 г нефти [1].
В последующих исследованиях, проведённых в
ПермНИПИнефти на представительных пробах нефтей Пермского края, минимальное межфазное натяжение на границе нефти с раствором щёлочи составило 0,2 мН/м. Кислотное число исследованных нефтей изменялось в пределах от 0,02 до 0,48 мг КОН на
1 г нефти, содержание органических кислот – от
0,009 до 0,175 %. Таким образом, нефти месторождений Пермского края относятся к малоактивным. Однако в опытах по вытеснению нефти из керна щелочным раствором в ряде случаев получены существенные приросты коэффициентов вытеснения по сравнению с использованием пресной воды (до 15 %). Наибольший эффект от применения щелочного раствора
получен в опытах, моделирующих условия залежи
Шагиртско-Гожанского (терригенные отложения) и
Падунского (карбонатные отложения) месторождений.
На основании лабораторных исследований установлена оптимальная концентрация щелочи в пресной воде,
равная 1 %, и величина оторочки этого раствора – 25 %
порового объема пласта. Эти результаты приняты и использованы для составления технологических схем
промышленной разработки объектов с применением
щелочного заводнения [3, 5].
Уникальность исследований процесса щелочного
заводнения заключается в том, что в период с 1970 по
1990 г. на одном и том же объекте проведен полный
цикл исследований щелочного заводнения, начиная с
изучения особых свойств нефтей, геолого-физических
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
характеристик объектов разработки, проведения многосторонних лабораторных опытов с использованием
современного оборудования и на естественных кернах, составления технологических схем опытно-промышленной и промышленной закачки раствора, защиты и утверждения схем в ЦКР. Организованы опытнопромысловые испытания метода на визейской залежи
(пласты Тл–Бб) сначала на двух небольших специально пробуренных обращенных пятиточечных элементах с небольшим расстоянием между скважинами от
65 до 160 м с целью получения более ранних результатов: опытный участок для закачки раствора реагента и контрольный для закачки воды. Затем и промышленной закачки раствора щелочи на объекте с расстоянием между скважинами 350350 м, которое предусмотрено в технологической схеме (рис. 1).
Все промысловые работы сопровождались многочисленными исследованиями как на скважинах, так и
в лабораториях, анализом полученных результатов, их
корректировкой и уточнением. Даны рекомендации по
модификации технологии щелочного заводнения, показаны перспективы его развития. Наряду с лабораторными и промысловыми исследованиями в Перми
организован и проведен в 1985 г. Всесоюзный семинар
по результатам теоретических, лабораторных и промысловых исследований щелочного заводнения, в котором приняли участие 80 ученых и специалистов отрасли, сделано 26 докладов [2].
По утверждённым технологическим схемам предусмотрены закачка водного раствора щелочи (каустической соды NаOH) 1%-й концентрации в объёме 25 %
нефтенасыщенного объёма пор пласта, приготовление
раствора щёлочи на пресной воде и ведение беспрерывной закачки реагента во все нагнетательные
скважины, ожидаемое повышение коэффициента нефтеизвлечения по сравнению с обычным заводнением
на 5 %.
Промышленная закачка раствора щёлочи на Шагиртско-Гожанском месторождении велась в период с
1983 по 1990 г. В связи с ограниченной поставкой
реагента и отсутствием возможности одновременной
закачки раствора во все скважины, раствор закачивался поэтапно, сначала по одному участку до создания
проектного объёма оторочки, затем по другому и т. д.
Закачка велась на 4 опытных участках, которые находились на третьей стадии разработки. Они включали
13 нагнетательных и 72 добывающие скважины (в том
числе по участку № 3 – 6 и 28 скважин, соответственно). Для закачки раствора на КНС выделен один насос
ЦНС 150200 с подачей 3600 м3/сут. По этой подаче
насоса подбиралась приёмистость группы близко расположенных нагнетательных скважин с окружающими
добывающими скважинами и выбирался опытный участок. Приготовление и дозирование раствора 10...15%-й
концентрации осуществлялись на специальной установке, с которой дозировочными насосами раствор
подавался в низконапорный водовод на приём насоса
ЦНС. При движении к нагнетательным скважинам раствор разбавлялся до проектной 1%-й концентрации.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Для контроля и регулирования процесса щелочного заводнения составлена и утверждена программа геолого-промысловых и гидродинамических исследований добывающих, нагнетательных и оценочных скважин. По добывающим скважинам осуществлялся контроль за дебитом и обводненностью продукции, анализом попутно отбираемой воды по 6 компонентам,
концентрацией щелочи в закачиваемой и отбираемой
воде, за изменением кислотного числа нефти и ее составом. Замерялись приёмистость нагнетательных и
дебиты добывающих скважин. Отбор проб проводился по каждой добывающей скважине 2 раза в месяц.
Контроль за концентрацией раствора, закачиваемого в
пласт, осуществлялся путем отбора проб и определения содержания реагента на установке приготовления
и на устье нагнетательных скважин, а также по общему расходу реагента и объему закачиваемой воды.
Технологическая эффективность определялась путем сравнения фактических показателей разработки
при щелочном заводнении с прогнозными или расчетными показателями разработки участков по базовому варианту. Сравнение проводилось по характеристикам вытеснения, построенным в координатах: текущая нефтеотдача – логарифм накопленной добычи
жидкости; нефтеотдача – логарифм накопленной добычи воды; отношение накопленных объемов жидкости и нефти – накопленная добыча воды; накопленный
водонефтяной фактор – безразмерное время и др. Анализ поведения зависимостей, построенных по данным
разработки опытных участков, показывает, что с момента организации щелочного заводнения произошло
снижение темпов и фактической обводненности продукции скважин на 10…30 %. Максимальный прирост
добычи нефти произошел в течение первых 2 лет, например добыча нефти за первый год закачки щелочи на
участке № 3 составляла 125,2, во второй – 231,5 тыс. т.
Прирост нефтеотдачи за первые 8 лет составил 6 %.
По состоянию на 01.07.2013 г. по опытному участку № 3 накопленная добыча нефти равна 3273 тыс. т,
жидкости – 16133 тыс. м3, закачано воды 16329 тыс. м3,
текущий КИН равен 0,597 (по поднятию составляет
0,337 доли ед.) при утвержденном 0,524 доли ед., т. е.
достигнут проектный КИН и продолжается разработка.
Действующих нагнетательных скважин 2 (181 и 1047),
добывающих 9, обводненность по работающим скважинам изменяется в пределах от 59,9 (скв. 175) до 98,8
(скв. 1039), накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды 101 %, накопленный ВНФ – 4,07.
Максимальной выработкой запасов характеризуется
пласт Бб2.
Коэффициент охвата по толщине пласта определялся методами потокометрии. По всем опытным участкам снято 123 профиля приёмистости и излива пласта
по нагнетательным скважинам и 24 профиля отдачи
по добывающим скважинам. Наиболее представительные из них приведены на рис. 2 и 3, где показана динамика приёмистости по нагнетательным скв. 181 и
1049 сначала при закачке воды, затем раствора щелочи и далее подтоварной воды. Из рис. 2 и 3 видно, что
59
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
при закачке раствора коэффициент охвата по толщине
изменялся по скважинам от 0,2 и 0,17 до 0,8 и 0,67,
соответственно, и в дальнейшем не был ниже первоначального, это показывает на подключение новых
ранее не вырабатываемых пропластков. При последующей закачке воды коэффициент охвата незначительно уменьшался, но оставался выше первоначального. Анализ профилей притока по добывающим скважинам показывает также увеличение коэффициента
охвата. При закачке щелочного раствора коэффициент
охвата выше, чем при закачке воды, на 60 %.
Скорость продвижения раствора и зону продуктивного пласта, охваченную воздействием, выявляли путём анализа проб по добывающим скважинам и последующего контроля химического состава добываемой воды по 6 компонентам и его динамикой. Динамика солевого состава по добывающим скважинам в
зависимости от расстояния до ближайшей нагнетательной скважины приведена на рис. 4, где по оси абсцисс
показано время, а по оси ординат – изменение показателей относительно их величины на начало процесса.
По концентрации реагента в добывающих скважинах
можно было сделать заключение о реакции взаимодействия щелочи с пластовыми флюидами и породой
и о скорости движения реагента. Четкой зависимости
продвижения раствора от расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами не наблюдается,
однако продвижение раствора происходило на 14...17 м
в месяц, что значительно медленнее, чем по первому
участку. Сделана оценка скорости продвижения раствора по пласту, которая зависит от отбора жидкости,
расстояния до нагнетательной скважины и, естественно, от коллекторских свойств пласта в этой зоне. По
этому участку она составляет от 30 до 100 м в месяц,
соответственно по скв. 2002 с расстоянием 105 м и по
скв. 2000 – 110 м.
По результатам исследований, проведенных по
опытному участку № 1, выполнена оценка внутрипластового расхода щелочи. По балансу закачки и отбора
установлено, что 74 % закачанного реагента расходуется в пласте на реакцию взаимодействия с нефтью,
водой и породой, остальная часть, по мнению авторов, полезно расходуется в системе сбора и подготовки нефти.
В период с 1978 по 1990 г. закачано 14,1 тыс. т едкого натра. Закачка раствора 1%-й концентрации велась
периодически, в основном в летнее время. При отсутствии щелочи закачивали пресную или сточную воду.
Средняя концентрация реагента составила 0,24 %. Размер оторочек по участкам изменялся от 100 до 17 %
нефтенасыщенного объёма пор пласта. Отмечено, что
при большем объёме оторочки выше и коэффициент
нефтеизвлечения. В результате щелочного заводнения
на Шагиртско-Гожанском месторождении получена дополнительная добыча нефти, которая по всем участкам
на 01.01.1991 г. составила 662,4 тыс. т, прирост коэффициента нефтеизвлечения по участкам изменялся от
25 до 1,4 %, в среднем составляя 5,6 %. Экономическая
эффективность в ценах 1990 г. составила 10,2 млн р.
60
В результате проведенных исследований показано,
что оптимальной технологией щелочного заводнения
в терригенных коллекторах для Пермского края является создание оторочки 1%-го раствора щёлочи величиной
10 % нефтенасыщенного объёма пор пласта при циклической закачке раствора щёлочи и воды. Изменение
показателя концентрации водородных ионов (рН) является основным параметром для контроля процесса
щелочного заводнения. По текущему значению рН с
достаточной точностью можно сделать заключение о
формировании оптимальной величины оторочки. На
основании динамики значений рН определен критический рН в интервале 8,0...8,5, после превышения которого начинаются осложнения, связанные с отложением неорганических солей – карбонатов и сульфатов
кальция и магния и реже пескопроявлением в добывающих скважинах [4]. Для борьбы с такими осложнениями необходимо предусмотреть комплекс мероприятий по их предотвращению и заранее организовать закачку ингибиторов солеотложения.
Положительные результаты применения щелочного заводнения в терригенных коллекторах и результаты лабораторных исследований в карбонатных коллекторах послужили основанием для промышленного
испытания метода и в карбонатных породах. На основании утвержденных ЦКР технологических схем промышленная закачка 1%-го щелочного раствора организована на турнейских залежах трёх месторождений –
Падунского, Опалихинского и Берёзовского. Раствор
щёлочи закачивался также в летнее время, но при отсутствии щёлочи вода не закачивалась. На Падунском
месторождении раствор щелочи закачивался на двух
опытных участках, первый из которых включал 1 нагнетательную и 6 добывающих скважин, второй – 5
нагнетательных и 17 добывающих скважин. В период
с 1980 по 1985 г. закачано 3 тыс. т едкого натра, в том
числе 1,1 тыс. по первому и 1,9 тыс. т по второму участкам. Средняя концентрация раствора составила по
первому и второму участкам 0,8 и 0,65 %, соответственно, размер оторочки – 0,16 и 0,09 объёма пор. Прирост коэффициента нефтеизвлечения составил 3,2 и
0,3 %, соответственно, дополнительная добыча нефти
37,4 тыс. т (в том числе по первому участку 25,7 тыс. т
и по второму – 11,7 тыс. т). Запасы нефти по второму
участку в 3,7 раза больше, чем по первому.
На Опалихинском месторождении закачкой охвачена вся залежь турнейского яруса с 94 добывающими и 25 внутриконтурными нагнетательными скважинами, кроме нескольких приконтурных нагнетательных
скважин. В период с 1980 по 1985 г. закачано 3 тыс. т
едкого натра. На Березовском месторождении закачкой
охвачен северный купол с 1 нагнетательной и 6 добывающими скважинами. Средняя концентрация раствора по этим месторождениям составляла 1,1 %, размер
оторочки по первому и второму месторождениям –
0,06 и 0,01 объёма пор, соответственно. Прирост коэффициента нефтеизвлечения составил 0,2 и 0,1 %, дополнительная добыча нефти 22,2 и 2,0 тыс. т, соответственно. По последним объектам запроектированный
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Рис. 1. Схема расположения участков щелочного заводнения Шагиртско-Гожанского месторождения:
1 – нагнетательные скважины для закачки щелочного раствора; 2 – для закачки воды; 3 – добывающие скважины;
4 – проектные для бурения, оценочные; 5 – границы между участками; 6 – внутренний контур нефтеносности; 7 – номер
участка; 8 – границы участков № 1 и 2 в 1978–1979 гг.; 9 –линия схематического геологического профиля
Рис. 2. Профиль приёмистости по нагнетательной скв. 181
Нефтепромысловое дело 9/2013
61
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Рис. 3. Профиль приёмистости по нагнетательной скв. 1049
Рис. 4. Динамика солевого состава по добывающим скважинам
62
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
прирост коэффициента нефтеизвлечения не достигнут, потому что не сформирована проектная величина
оторочки [5].
В процессе щелочного заводнения по 18 нагнетательным скважинам снято 24 профиля приёмистости.
Анализ показал, что коэффициент охвата пласта по
толщине при закачке раствора щёлочи составил 0,46,
а при закачке воды – 0,34. В карбонатных коллекторах также наблюдается характерное для щелочного
заводнения изменение состава добываемой воды. В 4
добывающих скважинах первого участка Падунского
месторождения зарегистрировано появление щелочи
концентрацией 0,0008…0,018 %, в одной из них через
два года обнаружены осадки солей карбонатов кальция и магния. По остальным объектам, возможно, изза малых объёмов закачанного реагента, не установлено заметного увеличения рН, наличия щёлочи и отложений солей.
Изучение особенностей геолого-физических характеристик месторождений Пермского края с точки зрения эффективности разработки их с применением щелочного заводнения и с учетом перспективности его
развития показывает, что метод применим на 95 объектах 52 месторождений. Реализация щелочного заводнения на всех возможных объектах по разработанной
технологии потребует 872,3 тыс. т щелочи и позволит
получить дополнительно по сравнению с обычным заводнением 23,2 млн т нефти, при этом удельная дополнительная добыча составит 26,6 т на 1 т реагента.
Работы по щелочному заводнению остановлены
после 1990 г., несмотря на то, что проведены достаточно представительные испытания, получены положительные результаты, отработана технология, спроектирована и построена установка по приготовлению
раствора щелочи, намечены перспективные объекты.
Во многом этому способствовали несколько факторов. После скачка цен на реагенты, в частности на
щёлочь, особенно на импортную, производственное
объединение "Пермнефть" не смогло самостоятельно
финансировать затраты на продолжение испытаний, а
централизованное финансирование и стимулирование
методов повышения нефтеизвлечения, в связи с перестройкой, прекратилось. Если до 1990 г. 1 т реагента
приблизительно равнялась стоимости 10 т нефти, то
после "замораживания" цен на нефть за 1 т реагента
требовалось уже 100...150 т нефти. Позднее цена нефти на продажу увеличилась и соотношение стоимостей реагента и нефти приблизилось к первоначальному, но возобновить работы не удалось.
Особо следует отметить вклад в процесс исследования щёлочного заводнения руководителей и работ-
Нефтепромысловое дело 9/2013
ников НГДУ "Чернушканефть" и НГДУ "Краснокамскнефть" производственного объединения "Пермнефть",
сотрудников "ВНИИнефти и газа" и "ПермНИПИнефть".
Нельзя забывать фамилии тех, кто руководил, проектировал, организовывал, проводил работы, принимал
участие в контроле и исследовании процесса, оценке
технологических результатов, – это Л.Н. Бученков,
В.Д. Викторин, А.Т. Горбунов, В.И. Гнеева, Е.П. Гудков, Ю.А. Дулепов, Ю.А. Ельцов, С.А. Жданов, Г.И. Загородских, Н.А. Качина, Ю.М. Лаврухин, В.Г. Михневич, М.Л. Сургучев, Б.И. Тульбович, В.В.Ушаков,
И.Н. Шустеф, И.Р. Юшков и многие другие производственные и научные сотрудники.
В настоящее время существует реальная возможность возобновления работ по закачке щелочного раствора на выбранных объектах по предложенной технологии. Вернуться к вопросам внедрения методов
повышения нефтеизвлечения на месторождениях Пермского края необходимо, так как доля трудноизвлекаемых запасов нефти возрастает с каждым годом. Для
этого необходимо учесть результаты лабораторных исследований, которые проведены ранее, организовать
исследования по применению новых методов, направленных на увеличение коэффициента вытеснения (растворы ПАВ, щелочи, мицеллярные растворы), коэффициента охвата (биополимеры, ВУС, алюмосиликаты, жидкое стекло), методов комплексного воздействия (полимеры со щелочью, силикатно-щелочное, волновое воздействие, микробиологические методы) и
других методов как в лабораторных, так и в промысловых условиях.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мангэн Н. Прогрессивные методы добычи нефти. Основы щелочного заводнения // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. – 1981. – № 7. – С. 48–54.
2. Михневич В.Г., Гудков Е.П., Юшков И.Р. Применение щелочного заводнения в Пермской области // Щелочное заводнение нефтяных месторождений: тез. докл. Всесоюз. семинара. – Пермь, 1985. – С. 12.
3. Об опытно-промышленной закачке щёлочи на Гожанском
месторождении / В.Г. Михневич, Б.И. Тульбович, И.Н. Шустеф, И.Р. Юшков // Нефтепромысловое дело. – 1977. –
№ 4. – С. 9–10.
4. Результаты щелочного заводнения на месторождениях
Пермской области / В.Г. Михневич, Е.П. Гудков, И.Р. Юшков [и др.] // Нефт. хоз-во. – 1994. – № 6. – С. 26–35.
5. Тульбович Б.И., Михневич В.Г. Применение оторочки щёлочи для повышения нефтеотдачи высоковязкой нефти
// Нефтепромысловое дело. – 1977. – № 12. – С. 5–9.
63
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
УДК 622.276.63
ГЛУБИНА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРЕЩИН
ГИДРОРАЗРЫВА В КАРБОНАТНОМ КОЛЛЕКТОРЕ
В.А. Мордвинов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
При гидравлическом разрыве пласта (ГРП) в карбонатном коллекторе образуются трещины, обработка
которых кислотными растворами повышает их проводимость после проведения мероприятия. Определение
глубины проникновения активной кислоты в образующиеся трещины необходимо для более эффективного планирования ГРП.
Уравнение стационарного конвективно-диффузионного процесса нейтрализации соляно-кислотного раствора при движении в каналах карбонатных пород
имеет вид [1, 2]

dc S
   C,
dx V
(1)
где  – скорость движения раствора в канале (вдоль
оси х); C – содержание (концентрация) активного вещества (HCl) в растворе; S – площадь поверхности
канала на элементарном по длине участке канала; V –
объем раствора в элементарном участке;  – коэффициент массопередачи.
Для вертикальной линейной трещины в карбонатной породе с высотой h и раскрытием , когда h >> 
V
 0,5, решение уравнения (1) получается слеи
S
дующим:
XC 
 C0
ln ,
2 C
(2) где XC – расстояние, на котором концентрация кислоты изменяется от начальной C0 до С.
Процесс массопередачи в потоке кислоты в трещине можно описать уравнением, полученным для условий обтекания плоской пластины ламинарным потоком [3]:
Nu x  0,39 Re x Pr
0,43
 Pr
 Pr


,

(3)
где Nux – локальное на длине пластины число Нуссельта; Rex – число Рейнольдса; Pr – число Прандтля
для жидкости у поверхности пластины; Pr – число
Прандтля вдали от пластины.
Числа Nu, Re и Pr определяются по формулам:
Nu x =
x x
x

, Re x =
, Pr = ,

Д
Д
где x – локальное значение коэффициента массопередачи; Д – коэффициент молекулярной диффузии кислотного раствора;  – коэффициент кинематической
вязкости раствора.
64
 Pr 
При   
 Pr 
ставит
0,25
 1 в (3) локальное значение  со-
 x  0,39
Д 0,57
0,07

.
x
(4) Непрямолинейность трещин гидроразрыва, шероховатость их стенок, другие местные сопротивления должны оказывать влияние на формирование профиля скоростей в ламинарном потоке кислоты, создавая условия для усиления массообмена в нем и снижения темпа уменьшения  по мере увеличения х. Взаимное влияние местных сопротивлений на поток жидкости заметно, если расстояние между ними меньше 5…6 поперечных размеров канала [4]. При больших расстояниях поток успевает, в основном, стабилизироваться.
Шероховатость стенок и другие местные сопротивления в трещинах гидроразрыва проявляются на расстояниях, не превышающих указанные выше значения. С
учетом этого в относительно "гладких" трещинах коэффициент  при движении кислоты можно определять
по (4) при х = 6, рассматривая глубину проникновения активного раствора в этих условиях как максимальную. Для трещин, в которых взаимное влияние
местных сопротивлений проявляется на расстояниях,
соизмеримых с их раскрытием, значение коэффициента массопередачи будет соответствовать значениям при
х =  в формуле (4). Соответственно, формулы для глубины проникновения кислоты получаются следующими (при подстановке в (2) значений ):
X C  3,14
C
0,07
  ln 0  при х  6  ;
0,57
C
Д
(5)
C
0,07
  ln 0  при x    .
C
Д 0,57
(6) X C  1,28
Результаты вычислений по (5) и (6) при C0 = 10 %
и С = 0,4 % [1, 2] приведены на рис. 1. В таблице показано сопоставление результатов расчета по (5) и (6)
с экспериментальными данными, полученными Робертсом и Гвином [5] при исследовании процесса нейтрализации 5%-й соляной кислоты при движении в
щелях длиной 2,994 м, выполненных в известняке
Bedford. Полученные путем пропилки керна щели в
склеенных блоках известняка характеризовались выдержанностью их ширины (раскрытия), прямолинейностью и незначительной шероховатостью.
При C0 = 5 % и С = 0,4 %, раскрытии 2,9 мм и скорости движения раствора 0,497 м/с глубина проникноНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Рис. 1. Зависимость глубины
проникновения кислоты в вертикальные трещины от их раскрытия и скорости движения
при ламинарном потоке:
а – формула (5); б – формула (6)
№ Раскрытие Скорость Число
п/п щели , мм движения
Re
, м/с
1
2
3
4
5
2,1
2,2
2,3
2,45
2,9
0,138
0,0595
0,332
0,201
0,497
584
263
1531
984
2863
(5)
0,88
0,83
0,93
0,92
0,95
Значения С0/С
Формулы
Эксперимент
(7)
(8)
0,41
0,17
0,67
0,27
0,11
0,36
0,59
0,24
0,82
0,54
0,22
0,76
0,73
0,30
0,80
вения соляной кислоты в трещину составит по формуле (5) 23,7 м, по формуле (6) – 9,7 м. Экстраполируя
экспериментальные данные [5], получаем для лабораторной щели в указанных условиях XC = 33,4 м. В соответствии с (5) и (6) степень нейтрализации соляной
кислоты при движении в трещинах гидроразрыва должна быть существенно выше, чем полученная при экспериментальных исследованиях.
В трещинах с раскрытием 5 мм при скорости более
0,3 м/с режим движения кислотного раствора является
турбулентным. Процесс массопередачи в условиях турбулентного потока описывается зависимостью [3]
Nu срт  0,037Re0,8 Pr 0,43 ,
(7)
где Nu срт – среднее по длине х значение числа Нуссельта.
Среднее значение коэффициента массопередачи для
турбулентного потока получается равным
срт  0,064
Д 0,57 0,3
,
0,37 x 0,2
(8)
Рис. 2. Глубина проникновения кислоты в трещины
при турбулентном режиме
Нефтепромысловое дело 9/2013
Формула для глубины проникновения
кислоты при турбулентном движении ее в
вертикальных трещинах гидроразрыва принимает вид
X C  15,63
0,2 0,37 1,2 C 0
ln
.
C
Д 0,57
(9)
Например, для трещины с раскрытием  = 5 мм при
скорости движения раствора 0,5 м/с глубина проникновения 10%-й HCl составит 33,6 м (С = 0,4 %), что в
2 раза меньше, чем по формуле (5) для ламинарного
потока. Усиление массообмена в турбулентном потоке значительно ускоряет процесс нейтрализации кислоты при движении в трещинах гидроразрыва, поэтому роль местных гидравлических сопротивлений становится существенно ниже, чем в условиях ламинарного потока.
Зависимость глубины проникновения кислоты в вертикальные трещины от их раскрытия и скорости движения при турбулентном режиме показана на рис. 2.
Формула для определения глубины проникновения получена без учета возможного оттока кислотного раствора через боковые поверхности вертикальных трещин.
ЛИТЕРАТУРА
1. Мордвинов В.А. Исследования в области кислотного воздействия на продуктивные пласты
карбонатного коллектора // Геология, геофизика
и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. –
С. 39–41.
2. Мордвинов В.А. Механизм воздействия соляно-кислотных растворов на карбонатный коллектор // Нефт. хоз-во. – 2011. – № 1. – С. 44–46.
3. Лыков А.В. Тепломассообмен: справочник. –
М.: Энергия, 1978. – 480 с.
4. Шищенко Р.И., Есьман Б.И. Практическая
гидравлика в бурении. – М.: Недра, 1966.
5. Roberts L.D., Juin J.A. The effect of surface kinetics in fracture acidizing // Society of Рpetroleum
Еngineers J. – 1974. – VIII. – Vol. 14. – № 4. –
P. 385–395.
65
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.243.92
СУБЪЕКТИВНЫЙ ФАКТОР И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ТУРБОБУРОВ ПРИ БУРЕНИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
А.В. Вервекин1, В.М. Плотников1, В.И. Молодило2
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет1, ООО "ВНИИБТ-БИ"2 )
Бурение нефтяных и газовых скважин (НГС) с помощью гидравлических забойных двигателей (ГЗД)
предполагает высококвалифицированное инженернотехнологическое сопровождение. Постепенный переход от динамических машин к объемным приводит к
снижению эффективности отработки турбобуров.
Применение динамических машин – турбобуров [1]
зависит от понимания оператором энергетической характеристики применяемой турбины – совокупность
зависимостей крутящего момента (M), перепада давления (P), мощности (N) и коэффициента полезного
действия (КПД) от частоты вращения (n) [1]. Турбина –
это только преобразователь гидравлической энергии
потока жидкости в механическую энергию вращения
вала [1].
Режимы работы турбобура:
– холостой режим (М = 0, n = max);
– тормозной режим (М = max, n = 0),
Эффективные режимы эксплуатации:
 режим максимальной мощности (max N,
Мт/2, n/2);
 оптимальный режим (max КПД, Мт/2, n/2),
где Mт – тормозной момент.
Цель данной статьи – познакомить с некоторыми
принципиальными эксплуатационными особенностями динамических машин и показать влияние субъективного фактора на эффективную работу турбобура.
В статье приведены стендовые характеристики турбины (5 ступеней) с изменяющейся (рис. 1) и неизменяющейся (рис. 2) линиями давления. Работа с первым типом турбины предполагает поддержание дифференциального перепада давления (∆Рдиф.). "Поддержание заданного ∆Рдиф. на ГЗД обеспечивает: стабильную работу ГЗД; постоянный крутящий момент на
долоте" [2], "постоянство крутящего момента обеспечивает постоянный угол закручивания бурильной колонны, что особенно важно при бурении скважины
ориентируемыми компоновками, и исключает недогруз и перегруз долота" [3].
На рис. 1 (стендовая характеристика 5 ступеней
турбины Т5-178) показана зависимость мощности N
(кВт), перепада давления P (атм), крутящего момента М (Нм) от оборотов ротора турбобура (об/мин).
Работа с таким типом турбобура должна вестись по
∆Рдиф. = Рраб. – Рхол., где Рраб. – работа турбобура в рабочем режиме, Рхол. – работа в режиме холостого хода. На
расходе промывочной жидкости 35 л/с турбина (5 ступеней) Т5-178 выдает: Рхол. = 0,28 МПа, Рраб. = 0,44 МПа.
66
Таким образом, Рдиф. = 0,44 – 0,28 = 0,16 МПа. В
зависимости от типа турбобура варьируется число
турбинок – например, для ТРО5-178, (100 турбинок)
значение дифференциального перепада будет равно
(0,16  100)/5 = 3,2 МПа – с таким значением оператору удобно работать (значение работы на режиме максимальной мощности). Рекомендуемая работа такого
типа турбины (см. рис. 1) отображается в диапазоне,
обозначенном цифрами 1, 2, 3 – эффективная совокупность выдаваемой турбиной мощности, оборотов, крутящего момента – режим максимальной мощности и
оптимальный режим.
Оператор, руководствуясь значением Рдиф., всегда
может определить, в каком состоянии находится турбобур, и тем самым поддерживать необходимый крутящий момент на долоте. В работе [4] определено, что
"именно дозирование гидравлической энергии через
дифференциальный перепад давления на ГЗД определяет крутящий момент".
Теперь перейдём ко второму типу турбины. На
рис. 3 (стендовая характеристика 5 ступеней турбины
28/16-172) показана зависимость мощности N (кВт), перепада давления P (атм), крутящего момента М (Н  м)
от оборотов ротора турбобура (об/мин). Турбина (5 ступеней) на расходе промывочной жидкости 35 л/с выдает: Рхол. = 0,2 МПа, Рраб. = 0,24 МПа. Таким образом,
Рдиф. = 0,24 – 0,2 = 0,04 МПа. Так же, как и в первом случае, рассчитаем Рдиф. для 100 турбинок – (0,04  100)/5 =
= 0,8 МПа. Рдиф. турбины с изменяющейся линией
давления больше в 4 раза, чем Рдиф. турбины с неизменяющейся линией давления. Таким образом, по Рдиф.
оператору труднее работать со вторым типом турбины.
Известно, что при увеличении осевой нагрузки частота вращения турбобура вначале уменьшается, затем
турбобур начинает неустойчиво работать, а потом резко останавливается – "срывается". ""Срыв" турбобура
объясняется многими факторами, основными из которых являются нелинейный рост момента сопротивления на долоте и в пяте турбобура при увеличении осевой нагрузки и снижении частоты вращения, низкочастотные колебания момента сопротивления из-за вибраций и неравномерности подачи бурильного инструмента, перемежаемость разбуриваемых пород по твердости" [1]. Рекомендуемая работа такого типа турбины
(см. рис. 2) отображается в диапазоне, обозначенном
цифрами 1, 2, 3 – эффективная совокупность выдаваемой турбиной мощности, оборотов, крутящего момента. В процессе работы трудно определить, в каком соНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 1. Стендовая характеристика 5 ступеней турбины Т5-178 с изменяющейся линией давления
Рис. 2. Стендовая характеристика 5 ступеней турбины 28/16-172 с неизменяющейся линией давления
стоянии находится турбобур на забое. Ориентироваться по дифференциальному перепаду на ГЗД становится
невозможно.
На основании приведенного работать с турбобуром
(турбиной) с изменяющейся линией давления намного
проще и эффективней. В связи с этим приведем пример
работы оператора с таким типом турбобура – работа велась в 2012 г., на месторождении Западной Сибири, буровой станок (БУ) IRI/IDECO 1700/270. Оснащенность
рабочего места бурильщика позволяет в режиме "онлайн" наблюдать процесс бурения (диаграммы) не на
мониторах станции геолого-технических исследований
Нефтепромысловое дело 9/2013
(ГТИ), а на буровой – на рабочем месте (см. рис. 3). На
мониторе (см. рис. 3) четко отражаются: характер перемещения талевого блока; перепад давления; нагрузка
на долото и другие показатели процесса бурения. Работа ведется в режиме "самоконтроля". Бурильщик в
любой момент, не покидая рабочего места, может дать
оценку своей работе. Основные требования при работе – плавность создания осевой нагрузки и поддержание оптимального дифференциального перепада давления на ГЗД. На рис. 4 показаны осевая нагрузка и перепад давления. Характер работы (диаграммы) свидетельствует о неравномерности подачи осевой нагруз-
67
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 3. Рабочее место бурильщика
IRI/IDECO 1700/270
Рис. 4. Диаграмма ГТИ работы ТРО-178
на БУ (IRI/IDECO 1700/270)
Рис. 5. Данные забойного регистратора винтового двигателя:
А – зона неустойчивой работы ВЗД; Б – зона устойчивой работы ВЗД
ки и как следствие – неподдержании заданного ΔРдиф. на
турбобуре.
Для определения режимов работы турбобура ранее
устанавливали на его валу забойный регистратор [5],
до этого аналогичный регистратор применялся в ВЗД,
по полученным данным при их расшифровке были зафиксированы устойчивые и неустойчивые режимы работы ВЗД (рис. 5). Данные, записанные забойным регистратором турбобура, оказались некорректными, поэтому до внедрения этого регистратора дело не дошло.
Однако сейчас есть техническая возможность продолжить эту работу на основе новой элементарной базы, с
помощью которой можно решить проблемы, выявленные при испытании регистраторов в турбобурах. Такие
забойные регистраторы могут оказать существенную
помощь в выявлении экстремальных режимов и поиске
оптимальных режимов работы турбобуров и ВЗД, что,
естественно, не может не сказаться на показателях бурения скважин.
Диапазон 1, работы турбины с изменяющейся и неизменяющейся линией давления, обозначенный на рис. 1
68
и 2 в настоящее время достаточно не изучен. Достоверно неизвестна работа турбобура на "пограничном" режиме. Насколько стабилен и эффективен режим работы турбобура в диапазоне 1? Вопрос остается открытым. В будущих исследованиях с помощью забойного
регистратора будут установлены значения колебаний
для каждой зоны эксплуатации турбобура.
В заключение можно сказать следующее: как бы не
была современна техника, при отсутствии автоматизации процесса бурения в соблюдение технологии всегда
будет вмешиваться субъективный фактор. Повышение
эффективности технологии бурения НГС ГЗД заключается, главным образом, в автоматизации процесса бурения [2]. Современные требования к эксплуатационным
особенностям турбобуров не всегда соблюдаются инженерно-техническим персоналом на буровой (как было
показано на рис. 3 и 4), что в конечном итоге приводит к
снижению: ресурса забойного оборудования; показателей бурения; механической и технологической скоростей и пр. Тем самым увеличение сроков строительства
НГС ведет к дополнительным затратам на строительство.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
ЛИТЕРАТУРА
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение
нефтяных и газовых скважин: учеб. пособ. для вузов. – М.:
ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. – 632 с.
2. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. О повышении эффективности бурения нефтяных и газовых
скважин гидравлическими забойными двигателями
// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше
и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2013. – № 1. –
С. 16–19.
3. Пат. 2013531, МПК Е 21 В 44/00. Регулятор подачи бурового инструмента / Молодило В.И., Литвинов И.Н. –
№ 5002279: заявл. 15.07.1991: опубл. 30.05.1994.
4. Вервекин А.В., Плотников В.М., Молодило В.И. Управление подводимой гидравлической энергией при разрушении
горных пород в процессе бурения нефтяных и газовых скважин гидравлическими забойными двигателями // Нефт. хозво. – 2013. – № 4. – С. 32–34.
5. Пат. на изобретение RUS 2296218 от 11.10.2005. Регистратор забойных параметров / Волковинский С.Н., Молодило В.И., Нечаев В.И.
УДК 622.691.4.052.012-843.8
ОЦЕНКА РЕСУРСА РАБОТЫ ЛОПАТОК КОМПРЕССОРА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
В ДВИГАТЕЛЯХ ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ И ГАЗА
А.И. Черняев, В.А. Трефилов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
В настоящее время добыча, транспортировка и хранение нефти и газа связаны с существенными затратами на ремонт и обслуживание оборудования. Например, для газо- и нефтеперекачки в качестве привода
нагнетателя используются аналоги авиационных двигателей, производителем которых задается определенное число часов наработки, по истечении которых
двигатель снимается с эксплуатации и отправляется
на предприятие-изготовитель, где его разбирают, отмывают от грязи и копоти, оценивают повреждения,
восстанавливая или заменяя некоторые детали, продляют ресурс его работы. В случае если бы производитель мог точно оценить ресурс работы деталей и имелась методика оценки их состояния, то стало бы возможным обеспечить долговечность двигателя, а также
после ремонта продлить его работу на более длительный срок. Дело в том, что результаты механических
испытаний используются для прогнозирования надежности, например, если партия выдерживает 100 циклов
нагружения, то производитель гарантирует, что деталь
выдержит подобную нагрузку в реальных условиях.
Тем не менее нагрузка может быть более длительной, в
связи с чем целесообразно разработать расчетную методику, которая позволяла бы оценить срок службы детали и дать точные рекомендации по её использованию.
В двигателях, используемых для перекачки нефти
и газа, наиболее сильному износу подвержены лопатки компрессоров высокого и низкого давлений, турбинные лопатки, статорные детали и т. д. В настоящее
время назначаемый производителем ресурс работы до
ремонта двигателя выставляется от 25 тыс. ч, после
чего, при визуальной (субъективной) оценке его технического состояния, возможна дальнейшая эксплуатация двигателя до 50 тыс. ч. В случае более точной
оценки удалось бы прогнозировать износ деталей и
планировать их ремонт, что в большинстве случаев
является более выгодным, чем производство и замена новыми.
Нефтепромысловое дело 9/2013
В связи с этим была поставлена задача – изучить и
оценить надежность деталей, учитывая их режим работы и воздействие внешних факторов, а также прогнозировать число часов, которые эти детали способны выработать. Для выполнения поставленной задачи
использована структурно-энергетическая теория отказов, которая позволяет оценивать долговечность материала по результатам неразрушающего контроля. Методика основана на обнаружении и подсчете внутренних пор, микровключений, дислокаций и другого материала и последующем расчете его долговечности.
В качестве опытных образцов были выбраны лопатки компрессора низкого давления, используемые в
пятой ступени двигателей для перекачивания нефти и
газа. С помощью промышленного компьютерного томографа для рентгеноскопии на основе рентгеноскопической системы XTH 450 LC были проведены неразрушающие исследования 5 лопаток из титана марки ВТ8 и 5 лопаток, восстановленных с помощью
наплавки титановым порошком ВТ6. Примеры полученных результатов исследования представлены на
рис. 1, 2.
Как видно из проведенных исследований, различные микровключения, микропустоты, микротрещины,
вызванные неоднородностью тепловых полей при остывании, наличием микропыли в воздухе, неравномерной толщиной и другими факторами, присутствуют в
деталях вне зависимости от того, восстановленный
это материал либо только изготовленное изделие, что
в свою очередь подтверждает факт, что абсолютно однородной структуры материала добиться исключительно трудно, в связи с чем предприятие-изготовитель задает определенные допуски на их содержание.
С помощью достигнутых результатов представляется возможность рассчитать параметр безотказной работы деталей, а также определить их долговечность,
для этого была использована структурно-энергетическая теория отказов, которая позволяет легко оценить
69
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 1. Микротрещина в металле лопатки
Рис. 2. Пора в наплавленном слое
влияние структурных факторов (количества и размеров чувствительных структур материалов) на форму
кривой функции распределения энергии разрушения
(рис. 3), а следовательно, на надежность элементов и
на этой основе разработать конкретные рекомендации
по технологическому обеспечению заданного уровня
надежности и качества элементов [1].
Зависимость вероятности отказа от величины энергетического воздействия будет простой экспонентой:
q  e   1  exp  be  ,
где b – вариация размеров чувствительных структур;
е – величина энергетического воздействия.
Вероятность безотказной работы P(t) является обратной величиной вероятности отказа и определяется
следующим образом:
P  t   1  q( e).
70
Рис. 3. Функция распределения энергии разрушения
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Результаты проведенных исследований
P(t)
Параметр
Лопатки
Объем
компрессора микровключений, безотказной
микропустот, пор работы P(t),
ч
и т. д., 10–9 м3
Наработка
элемента до
отказа t, ч
0,041
0,961
31370
0,044
0,052
0,054
0,061
0,959
0,951
0,949
0,943
31325
31123
31068
30934
0,102
0,907
26055
0,105
0,122
0,125
0,141
0,904
0,889
0,887
0,873
26000
25720
25690
25445
3
P(t1)
2
Цельные
1
P(t2)
0
t0
t1
t2
t
Рис. 4. Зависимость P(t) для различных значений
параметра  при I = const
Используя следующее уравнение, представляется
возможным определить время безотказной работы детали:
n 1
 α It i
i 0
i!
P  t   exp  α It  
,
где I – величина энергетического воздействия;
 – коэффициент перехода из одного состояния в
другое;
t – время работы элемента.
Коэффициент перехода  определяется следующим
образом:

tcp.  t0
I  t2
,
где tcp. – среднее время работы элементов до отказа;
t0 – гарантированное время работы элемента;
 – дисперсия энергии возникновения отказа.
Среднее время работы элемента до отказа t в данном случае назначается производителем и равняется
25000 ч для лопаток компрессора, а гарантированное
время работы элемента до отказа t0 и есть величина,
которую необходимо определить.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Восстановленные
Лопатки рассчитывались при максимально допустимой рабочей нагрузке 950 МПа. Полученные результаты расчета представлены в таблице.
Наработка элементов до отказа была определена
графически, по зависимости вероятности безотказной
работы P(t) от времени (рис. 4), погрешность измерений 8 ч.
Проведенные исследования подтвердили ожидания,
связанные с уменьшением ресурса безотказной работы восстановленных лопаток по сравнению с цельными, тем не менее во всех случаях он выше, чем назначается производителем, в среднем – на 3 %. Что касается
цельных лопаток, полученный ресурс работы превышает заданный производителем в 25000 ч в среднем на
24,6 %. Полученный результат может быть использован
в практических целях для прогнозирования и проведения необходимых ремонтных работ и замены компрессорных лопаток двигателей, используемых в качестве
привода нагнетателя для перекачивания нефти, газа.
ЛИТЕРАТУРА
1. Деев В.С., Трефилов В.А. Надежность технических систем и техногенный риск. учеб. пособ. – Пермь: Изд-во
ПНИПУ, 2012. – Ч. 3: Структурно-энергетическая теория
отказов. – С. 167.
71
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.276.53.054.23:621.67-83
ВЛИЯНИЕ ЧАСТОТЫ ТОКА НА КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ
УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ОТКАЧКЕ
ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
В энергетическом отношении эффективность работы погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН)
при откачке жидкости из скважины определяется коэффициентом полезного действия (КПД). Наиболее
высокие значения КПД имеют место, когда насос эксплуатируется в области рабочей зоны его характеристики. В связи с проявлением различных факторов
изменяются условия работы ЭЦН, при этом основные
показатели (напор, подача насоса) могут существенно
отличаться от номинальных. Для контроля и регулирования работы насоса в условиях проявления негативных факторов применяются станции управления
(СУ) установок ЭЦН с возможностью изменения частоты электрического тока с помощью частотного преобразователя (ЧП). Такая комплектация улучшает условия запуска и вывода на технологический режим работы насосной установки. Станции управления с частотными преобразователями обеспечивают согласование системы насос – скважина – пласт за счет снижения или увеличения частоты вращения вала погружного электродвигателя (ПЭД).
Одним из основных факторов, определяющих условия работы ЭЦН, является наличие свободного газа в
откачиваемой жидкости [2, 7, 8]. Для более обоснованного и эффективного применения станций управления с
ЧП необходима оценка по данным промысловых исследований влияния свободного газа на КПД насоса при
различных частотах вращения вала электродвигателя.
Для анализа выбраны 29 добывающих скважин Уньвинского (У) и Сибирского (С) месторождений (Пермский край), эксплуатируемых установками ЭЦН с номинальной подачей 30, 60 и 80 м3/сут без специальных
устройств для сепарации газа на приеме глубинных
насосов (таблица). Установки оборудованы станциями
управления с возможностью изменения частоты тока
электрической сети. Выборка определялась исходя из
того, что объекты разработки рассматриваемых месторождений характеризуются схожими геолого-физическими характеристиками: пластовая нефть характеризуется плотностью от 730 до 742 кг/м3, вязкость не
превышает 1,22 мПас, газосодержание изменяется в
пределах от 117 до 164 м3/т, давление насыщения газом – от 14,9 до 16,0 МПа. Скважины на дату измерения основных технологических показателей (дебит
жидкости, давление на устье Ру, затрубное давление
Рзатр., динамический уровень Ндин., глубина подвески
насоса Lн и др.) работали в режиме постоянной откачки жидкости с объемной долей воды в продукции (nв),
не превышающей 13,6 %. На контроллере станции
управления измерялись электрические параметры ра72
боты установки: линейные напряжения U, рабочие токи I и коэффициенты мощности cos . При измерениях
фиксировалась установленная частота электросети f.
Основная задача исследования сводилась к определению коэффициента полезного действия насосов н при
различных значениях входного газосодержания газожидкостной смеси и частоты тока электрической сети.
Расчеты велись согласно схеме, описанной ниже.
КПД насоса определялся по известной формуле:
н 

Qэцн  Рвык .  Рпр.
N потр.

1
, (1)
су к эд
где Qэцн – подача насоса (дебит); Рвык. и Рпр. – давление
на выкиде и приеме насоса; Nпотр. – мощность, подводимая к насосу при его работе, Nпотр. = IUcos ; су,
к, эд – коэффициенты полезного действия станции
управления (принят равным 98 %), электрического кабеля (рассчитан по известным зависимостям [3]) и погружного электродвигателя (с учетом вида нагрузочных характеристик ПЭД и относительной подачи насосов КПД электродвигателей принят равным 82 %).
Давление у приема насоса по измеренным динамическому уровню и давлению на устье затрубного пространства определялось по методикам, изложенным в
работах [4–6, 8].
Во всех случаях давление у приема насосов было
ниже давления насыщения нефти газом, т. е. в насосы
при их работе поступала смесь жидкости со свободным газом. Для каждого режима рассчитано расходное газосодержание жидкости у приема насоса после
сепарации [9].
При всех режимах у каждой скважины рассчитывался КПД насоса по паспортной характеристике, соответствующий его подаче с учетом изменения частоты электросети. Известно, что с изменением частоты
переменного тока, питающего ПЭД, и пропорциональным изменением частоты вращения ЭЦН подача насоса имеет линейную зависимость от частоты вращения, напор – квадратичную, а мощность, потребляемая
центробежным насосом, – кубическую.
В работе [1] отмечено, что максимальное значение
КПД не зависит от частоты электросети, а крутизна
ветвей графика зависимости н = f(Q) определяется
коэффициентом (f1/fном.)2.
Насосные установки в исследуемых скважинах
представлены различными производителями с определенными (своими) заявленными характеристиками,
поэтому энергетическая эффективность погружных
установок оценивалась в виде отношения фактическоНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Группа
I
II
III
IV
V
VI
Номер
Объект
Типоразмер
скважины (месторождение)
насоса
423
436
329
343
223
370
422
255
309
614
241
341
369
318
99
278
270
413
535
337
276
299
330
364
258
322
345
232
307
Бб (У)
Тл + Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (С)
Бш-Срп (У)
Бб (У)
Бб (С)
Бб (У)
Бб (С)
Т-Фм (У)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (У)
Тл + Бб (У)
Бб (С)
Бб (У)
Бб
Бб (С)
Бб (У)
Бб (У)
Бб (С)
Бб (С)
Бб (У)
Бб (С)
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-1870
ЭЦН30-1800
ЭЦН30-2000
ЭЦН30-1850
ЭЦН30-2150
ЭЦН30-1700
ЭЦН30-2000
ЭЦН60-2200
ЭЦН60-2000
ЭЦН60-1850
ЭЦН60-2000
ЭЦН60-1400
ЭЦН60-1700
ЭЦН60-1850
ЭЦН60-1360
ЭЦН60-1700
ЭЦН80-1700
ЭЦН80-1550
ЭЦН80-1760
ЭЦН80-2100
ЭЦН80-1800
ЭЦН80-2250
ЭЦН80-1800
ЭЦН80-2000
ЭЦН80-1700
Lн,
м
1901
2051
1831
1779
1833
1620
2027
1801
2134
1779
1905
2150
2171
2101
1912
1484
1892
1780
1737
1847
1702
1560
1807
2038
1625
2381
1732
2007
1764
Ру, Ндин.,
МПа
м
1,8
702
0,9
1135
2,0
782
1,2
799
1,0
801
1,3
764
0,9
1191
1,6
757
2,6
661
1,6
852
0,9
1002
2,1
810
2,6
1044
2,8
1070
1,5
652
2,5
576
1,2
762
2,5
820
1,6
821
3,0
704
2,7
676
2,0
599
2,9
620
2,6
1033
0,9
793
1,3
1113
3,0
530
2,1
825
1,6
894
го КПД к его паспортному значению hн/hпас. с
учетом частоты электросети.
Насосы, представленные в таблице, разделены на группы по величине частоты тока электросети и подаче:
группа I – ЭЦН-30 с частотой в пределах
45…50 Гц;
группа II –ЭЦН-30счастотой 53 Гц и более;
группа III – ЭЦН-60 с частотой в пределах
45…50 Гц;
группа IV – ЭЦН-60 с частотой 53 Гц и
более;
группа V – ЭЦН-80 с частотой в пределах
49…51 Гц;
группа VI –ЭЦН-80счастотой55Гциболее.
Большая часть насосов в исследуемых
скважинах работает с производительностью,
превышающей номинальные значения. Из
рис. 1 видно, что относительный КПД насосов при соответствующей частоте увеличивается с ростом их производительности до определенного предела, причем при меньшей частоте (группы I, III, V) насосы имеют более высокие значения относительного КПД в интервале относительных подач от 0,63 до
1,35 доли ед. В области 1,4 Qн/Qном. и более насосы, работающие при больших частотах (группы II, IV, VI),
эксплуатируются эффективнее. Объясняется это тем, что
Нефтепромысловое дело 9/2013
Рзатр., Qэцн,
3
МПа м /сут
1,4
36,4
1,0
22,0
1,2
32,8
1,2
33,2
1,2
44,8
1,2
39,2
1,0
19,2
1,2
38,0
1,3
44,3
1,0
40,2
1,6
36,0
1,6
70,3
1,5
60,1
1,1
68,8
1,5
58,5
1,9
62,7
0,9
75,8
2,2
70,3
1,9
75,0
2,1
96,0
1,5
84,1
1,0
94,2
1,5
89,5
2,0
82,6
1,1
81,7
1,2
85,9
1,6
100,1
1,2
104,0
1,4
92,6
nв,
%
0,8
2,7
1,2
1,0
7,5
13,6
4,2
2,7
1,3
14,0
10,0
0,4
5,9
2,3
19
0,8
12,4
1,7
4,1
2,7
2,3
2,7
4,2
0,8
0,9
1,5
11,4
14,0
2,0
Рпр.,
МПа
9,7
6,5
8,0
9,0
7,9
6,1
5,8
8,0
11,4
6,7
11,3
11,0
9,1
10,3
10,3
7,3
8,5
8,1
7,4
9,9
8,1
6,9
9,7
8,4
5,8
10,0
9,9
9,3
12,0
hв,
%
21,4
22,6
28,5
31,2
20,3
19,6
18,1
17,3
14,7
15,7
21,0
30,5
43,2
43,4
47,4
26,3
32,4
30,8
27,0
25,1
49,2
40,7
34,6
56,6
22,7
25,0
28,1
61,4
46,6
hн/hнас.,
доли ед.
0,79
0,67
0,92
0,87
0,88
0,89
0,60
0,53
0,67
0,56
0,93
0,85
0,97
0,90
0,99
0,88
0,74
0,68
0,61
0,86
0,91
0,88
0,75
0,99
0,44
0,47
0,52
0,82
0,87
b,
b
%
f,
Гц
8,3
18,0
12,3
8,3
11,9
19,7
20,3
12,5
12,0
16,7
7,8
16,2
9,6
8,5
6,2
16,1
10,4
12,6
15,6
19,8
13,1
18,3
20,0
12,4
25,6
20,5
19,9
8,8
9,9
45
45
47
47
50
50
50
54
55
55
55
45
46
50
50
50
53
53
54
55
49
50
51
51
55
57
57
59
58
Рис. 1. Зависимость относительного КПД насоса
от его относительной подачи
при увеличении частоты вращения вала ПЭД расширяется рабочая зона насоса в сторону больших подач, в
которой КПД находится в пределах 0,95…0,99 hmax[2].
Для оценки влияния свободного газа на эффективность работы построен график зависимости относительного КПД насоса от объемного расхода свободного газа,
поступающего с жидкостью в насос (рис. 2).
Наблюдается умеренная степень тесноты связи между рассматриваемыми признаками, при этом рост вход-
73
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Рис. 2. Зависимость относительного КПД от газосодержания
тающей электросети это влияние существенно
увеличивается.
Влияние числа ступеней насоса на его КПД
в ходе исследований выявлено не было, что объясняется невысокими коэффициентами загрузки электродвигателей, при которых обеспечиваются подъем жидкости на поверхность и компенсация негативного влияния свободного газа
за счет неполного использования потенциала
по напору (до 0,5 доли ед. на подъем жидкости)
высоконапорных установок.
Анализ влияния частоты тока на эффективность работы насосов при откачке газожидкостных смесей показал, что при низких значениях относительного напора эксплуатация насосов на повышенных частотах (более 50 Гц) нецелесообразна, более эффективны режимы работы высоконапорных насосов в скважинах с
повышенным газосодержанием при пониженных частотах питающей сети.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гришин А.П., Гришин В.А. Коэффициент полезного действия частотно-регулируемого электронасоса: науч. тр. – М.: ВИЭСХ, 2004. – Т. 89. –
С. 118–127.
2. Дроздов А.Н. Технология и техника добычи нефти погружными насосами в осложненных условиях: учеб. пособ. для вузов. – М.: РГУ нефти и газа
им. И.М. Губкина, 2008. – 616 с.
3. Скважинные насосные установки для добычи
Рис. 3. Зависимость КПД насосов ЭЦН-80 от газосодержания:
1 – частота электросети 49…51 Гц; 2 – частота электросети 55 Гц
нефти / В.Н. Ивановский, В.И. Дарищев, A.A. Сабии более
ров, B.C. Каштанов, С.С. Пекин. – М.: ГУП Изд-во
"Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина,
ного газосодержания снижает эффективность работы 2002. – 824 с.
насоса. Точки, соответствующие режиму работы на по- 4. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. К оценке забойных давлевышенных частотах, лежат ниже аппроксимирующей ний при эксплуатации скважин электроцентробежными напрямой и характеризуются более значительным влия- сосами // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5. –
нием газа на КПД насосов. Для более детальной оценки № 4. – С. 29–32.
влияния свободного газа на работу ЭЦН при различных 5. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А. Определение давления у
частотах в качестве примера для насоса ЭЦН-80 по- приема электроцентробежных насосов по данным исследований скважин // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое
строена зависимость в виде графика hн = f(b, f) (рис. 3).
Для всех рассматриваемых типоразмеров насосов и горное дело. – 2012. – № 4. – С. 84–90.
при больших частотах электросети значения КПД сни- 6. Лекомцев А.В., Мордвинов В.А., Турбаков М.С. Оценка зажаются. С ростом частоты переменного тока, питающе- бойных давлений в добывающих скважинах Шершневского
месторождения // Нефт. хоз-во. – 2011. – № 10. – С. 30–31.
го ПЭД, и пропорциональным увеличением частоты вра7. Коэффициент полезного действия электроцентробежщения ЭЦН подача насоса изменяется линейно, а мощных насосов при откачке газожидкостных смесей из скваность, потребляемая центробежным насосом, возраста- жин / А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин, И.Н. Поет в кубической зависимости. При этом насос отбирает номарева // Нефт. хоз-во.– 2012. – № 10. – C. 132–133.
большее количество жидкости, что может приводить к 8. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учеб. пособ.
снижению динамического уровня жидкости и увеличе- для вузов. – М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и
нию поступающего в насос свободного газа.
газа им. И.М. Губкина, 2007. – 826 с.
Согласно лабораторным [2] и промысловым [8] ис- 9. Мордвинов В.А., Турбаков М.С., Лекомцев А.В. Характеследованиям с увеличением доли свободного газа в ристики погружных электроцентробежных насосов при отмежлопаточных каналах насоса снижаются его Н-Q качке газожидкостных смесей из скважин // Нефт. хоз-во. –
и КПД-Q характеристики, а с увеличением частоты пи- 2010. – № 8. – С. 124–126.
74
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
УДК 622.276.53.054.22
К ОЦЕНКЕ ОПТИМАЛЬНОЙ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ
НА ЧУРАКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
В.В. Поплыгин, В.А. Мордвинов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Единица
м
Значение
1602...1812
где q – текущая подача; q0 – начальная подача; t – время работы скважины после очередного ремонта; Тп –
полный период работы штангового насоса до прекращения подачи; m – показатель степени кривой, характеризующий интенсивность износа насоса и роста утечек.
Коэффициент m зависит от условий работы глубинно-насосного оборудования и определяет темп снижения коэффициента учета утечек. Значение этого коэффициента для скважин, эксплуатирующих визейские
и турнейские отложения Чураковского месторождения,
определено в [2], получено уравнение для оценки коэффициента m:
С
МПа
25,0...25,8
Начальное пластовое давление
15,5...17,5
m = 0,11  S  n – 2,55   + 0,05   + 2,31,
Вязкость нефти в пластовых условиях
мПас
1,51...8,21
т/м3
784...844
т/м3
852...888
доли ед.
%
%
МПа
м3/т
1,117...1,206
1,46...2,76
2,45...4,8
10,1...14,2
60...101
мПас
1,5...1,59
Чураковское нефтяное месторождение открыто в
1975 г. На 01.01.2013 г. в эксплуатации находится 145
добывающих скважин. Основные по запасам эксплуатационные объекты выработаны более чем на 50 %,
обводненность продукции составляет 78,3 %.
Геолого-физическая характеристика объектов разработки приведена в таблице.
Геолого-физическая характеристика объектов
разработки Чураковского месторождения
Показатели
Средняя глубина залегания
Начальная пластовая температура
Плотность нефти в пластовых
условиях
Плотность нефти в поверхностных
условиях
Объемный коэффициент нефти
Содержание серы в нефти
Содержание парафина в нефти
Давление насыщения нефти газом
Газосодержание
Вязкость воды в пластовых условиях
По состоянию на начало 2013 г. 80 % скважин месторождения эксплуатируется установками скважинных штанговых насосов, 20 % – установками электроцентробежных насосов. Основная часть штанговых насосов – вставного типа, с диаметром плунжера 32 мм.
Средний коэффициент подачи составляет 0,5 доли ед.
при осредненных значениях длины хода полированного штока S = 2 м и числа двойных ходов n = 4,4 мин–1.
Средний угол отклонения оси скважин в месте установки насоса от вертикали – 10.
Основная причина текущих ремонтов на добывающем фонде скважин месторождения – смена глубинного насоса в результате износа.
Надежность штанговых насосов зависит от конструкции, качества изготовления, режима работы и условий эксплуатации. Одновременное воздействие многочисленных факторов на их работу и многообразие
условий эксплуатации затрудняют выявление закономерностей при анализе отказов насосов [1, 2].
В [1] зависимость текущей подачи штангового насоса от времени выражается уравнением
  t m 
q  q0  1     ,
  Tп  


Нефтепромысловое дело 9/2013
где S – длина хода полированного штока, м; n – число
двойных ходов, мин–1;  – коэффициент наполнения
штангового насоса, доли ед.;  – угол наклона ствола
скважины в месте установки СШН, град.
Из (2) следует, что наработка на отказ насоса снижается с увеличением произведения (S  n), что соответствует полученным ранее данным [2–4]. Свободный газ
отрицательно влияет на среднюю наработку на отказ
и ведет к ее уменьшению. С увеличением коэффициента наполнения цилиндра штангового насоса темп
увеличения утечек уменьшается. При уменьшении коэффициента наполнения увеличивается вероятность сухого трения в рабочих парах насоса и возрастает темп
изменения коэффициента учета утечек. С увеличением угла наклона ствола скважины в месте установки
насоса темп уменьшения коэффициента учета утечек
также увеличивается, что может быть связано с ростом относительного эксцентриситета и усложнением
условий работы клапанов насоса.
Оценим экономическую эффективность эксплуатации штанговых насосов в условиях Чураковского месторождения.
Эффективность эксплуатации нефтедобывающих
скважин повышается с увеличением их производительности и снижением эксплуатационных затрат.
Затраты на эксплуатацию скважины (Э) за один
межремонтный цикл включают затраты на ее обслуживание, электроэнергию, исследование, затраты на
ремонт (Р). При периодической работе эксплуатационные затраты можно разделить на постоянные и переменные (электроэнергия), зависящие от времени работы скважины. Зная суточные затраты на эксплуатацию скважины (З), можно записать:
Э = З  tэ + Р,
(1)
(2)
(3)
где З – затраты на сутки эксплуатации скважины; tэ –
время эксплуатации скважины между ремонтами.
75
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Время эксплуатации скважины между
ремонтами зависит от темпа снижения подачи штангового насоса со временем. Как
правило, коэффициент подачи  вновь спущенного в скважину насоса начинает снижаться в результате прогрессирующего износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером и цилиндром.
Суммарную добычу скважины за цикл
эксплуатации рассчитаем с учетом [1] по
уравнению
m
 
t  
t
t
dt 
Qобщ.  0э qdt  0э  q0  1 
  Т п  


m 1

t
1 
(4)
 q0  tэ  э
.
m  1 Tпm 

Рис. 1. Зависимость полного срока службы штанговых насосов
на Чураковском месторождении от коэффициента m
Удельные затраты на подъем 1 м3 продукции скважины
C
З  tэ  Р

t m 1 1 
q0  tэ  э

m  1 Tпm 

.
(5)
Примем суточные затраты на эксплуаРис. 2. Зависимость удельных затрат на подъем жидкости от вретацию скважины 1 тыс. р., стоимость текумени между ремонтами при различных коэффициентах наполнения
щего ремонта со сменой штангового насоса –
штангового насоса для скважин Чураковского месторождения:
220 тыс. р. Технологические параметры для
1 – 0,9; 2 – 0,8; 3 – 0,7; 4 – 0,6; 5 – 0,5; 6 – 0,4; 7 – 0,3
расчетов приняты по средним значениям
для месторождения (S = 2 м; n = 4,4 мин–1;
начальный коэффициент подачи – 0,5; средний угол отклонения оси скважины в месте
установки насоса от вертикали – 10).
Полный срок службы штангового насоса
Тп существенно зависит от условий подъема жидкости из скважины и, соответственно, от коэффициента m.
Для добывающих скважин Чураковского месторождения в результате обработки
данных динамики изменения значений коэффициентов подачи с течением времени
получена зависимость Тп = f(m), представРис. 3. Зависимость оптимальной наработки на отказ штанговых
ленная на рис. 1.
насосов Чураковского месторождения от их коэффициента наполнения
С учетом принятых значений технологических и экономических параметров и
износа насосов и увеличения продолжительности межзависимости имеющейся функции Тп = f(m) оценено ремонтного периода их работы. При высокой газонаизменение удельных затрат на подъем жидкости при сыщенности пластовой нефти Чураковского местороразличном значении коэффициента наполнения штан- ждения необходимо использование специальных техногового насоса (рис. 2).
логических приемов и технических средств для увелиПри текущем среднем коэффициенте наполнения чения коэффициента наполнения штанговых насосов.
на Чураковском месторождении 0,8 оптимальная нараЛИТЕРАТУРА
ботка на отказ штанговых насосов составляет 780 сут.
При снижении коэффициента наполнения наработка 1. Адонин А.Н. Процессы глубинно-насосной нефтедобычи. –
на отказ значительно уменьшается (рис. 3), что ведет М.: Недра, 1964.
к увеличению затрат на подъем жидкости.
2. Поплыгин В.В., Лекомцев А.В. Динамика износа скважинПредставленные материалы указывают на то, что ных штанговых глубинных насосов при эксплуатации скваснижение затрат на эксплуатацию добывающих сква- жин Чураковского месторождения // Нефт. хоз-во. – 2011. –
жин возможно, в первую очередь, за счет снижения № 9. – С. 112–114.
76
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
3. Мордвинов В.А., Поплыгин В.В. Учет утечек при выборе
режима откачки жидкости из низкодебитных скважин
// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2007. – № 10.
4. Поплыгин В.В. Снижение затрат на добычу жидкости
из низкодебитных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО
"ВНИИОЭНГ", 2009. – № 10. – С. 65–68.
УДК 622.245.42
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
ЗА ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ*
А.А. Мелехин, Н.И. Крысин, Е.О. Третьяков
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Проблема ремонта скважин в последнее десятилетие достигла небывалой остроты. Во многих регионах
действующий фонд скважин на 55 % состоит из скважин, возраст которых от 15 до 40 лет. Неработающий
фонд скважин по некоторым объединениям составляет:
ООО "НК "Роснефть" – "Ставропольнефтегаз" – 58 %,
ООО "НК "Роснефть" – "Дагнефть" – 54 %, Коми
ТЭК – 55 % [1], а по всем регионам общее число добывающих скважин, находящихся в бездействии и консервации, давно перевалило за 50 тыс.
Основной причиной необходимости ремонта или
перевода скважин в число неработающих является нарушение целостности цементного камня и как следствие – заколоные перетоки, грифоны, обводнение продукции.
В настоящее время бóльшая часть разработок ученых направлена на повышение качества цементирования обсадных колонн на стадии строительства скважин. Но, в связи с тем что скважина является долгосрочным сооружением и при её эксплуатации на цементный камень действуют агрессивные среды, циклически меняющаяся температура, пластовое давление
(меняющееся по стволу в больших пределах), давление, возникающее при перфорации продуктивных пластов, на стадии освоения и в процессе эксплуатации
скважин, нагрузки, связанные со строительством боковых стволов из ранее пробуренных скважин, циклические нагрузки (сжатие–растяжение) при ремонтных
работах, цементное кольцо на протяжении долгих лет
должно сохранять свои свойства.
Существенное повышение надежности цементного
камня на протяжении срока эксплуатации скважин может быть обеспечено в результате обоснованного выбора новых эффективных тампонажных материалов,
совершенствования технологий их практического применения и использования современного высокотехнологичного цементировочного оборудования, т. е. путем
системного решения проблемы повышения качества
работы во всей ее сложности и многообразии. При
* Исследования выполнены при поддержке Министерства образования и науки Российской Федерации в рамках реализации
ФЦП "Научные и научно-педагогические кадры инновационной России" на 2009–2013 гг. (Государственный контракт № 16.740.11.0620
от 31 мая 2011 г.).
Нефтепромысловое дело 9/2013
этом основным условием успешного решения данной
научно-технической задачи является обоснованный выбор новых эффективных тампонажных материалов.
Важнейшими требованиями к новым высокоэффективным тампонажным материалам, технологическим
свойствам растворов и физико-механическим свойствам образующегося цементного камня являются [2]:
 высокая подвижность (растекаемостъ) раствора
при низких, нормальных и умеренных температурах;
 нулевое водоотделение, низкая водоотдача и высокая седиментационная устойчивость раствора при
больших водосмесевых отношениях;
 регулируемая в широком диапазоне плотность
раствора для исключения высоких гидродинамических
давлений в заколонном пространстве при больших
расходах и соответственно высоких скоростях нагнетания;
 осуществление кольматации пористых и трещиноватых пород стенок скважины;
 обеспечение эрозионного разрушения рыхлой
фильтрационной (глинистой) корки на стенках скважины и глинистой пленки на поверхности обсадной
колонны;
 сохранение технологических свойств раствора
и физико-механических свойств образующегося камня при длительном хранении порошкообразных тампонажных материалов;
 обеспечение физико-химической связи всего вовлекаемого в раствор воздуха, без образования устойчивой пены, исключение его агрегирования и удаление при интенсивном перемешивании;
 допустимо короткие сроки загустевания и схватывания раствора при низких, нормальных и умеренных температурах твердения;
 обеспечение невысокой, но допустимой стандартом, ранней прочности образующегося камня с повышенной замкнутой общей пористостью;
 обеспечение допустимо большего расширения
камня в ранние сроки твердения без образования трещин и возникновения значительных кристаллизационных напряжений, вызывающих деструкцию;
 высокая эластичность и деформативность тампонажного камня в ранние сроки твердения и некоторая пластичность его в поздние сроки твердения;
77
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
 высокая коррозионная стойкость камня в различных коррозионных средах.
Факторы, влияющие на долговечность цементного
камня за обсадной колонной, можно разделить на следующие группы:
1. Геологические:
 агрессивные среды:
– солевая коррозия;
– cероводородная коррозия;
 характеристика пород:
– каверны и трещины;
– неустойчивые породы;
– пластовые флюиды.
2. Технологические:
 силовые:
– опрессовка;
– перфорация;
 химические:
– усадка цементного раствора;
– контракция цементного раствора;
 геофизические:
– недостаточная информативность при подготовке к цементированию скважины;
– неправильная оценка качества цементирования скважины;
 оборудование устья скважины.
3. Технические:
 некачественная подготовка ствола скважины к
цементированию.
Для получения надежного и долговечного разобщения пластов в скважинах необходимо применять
цементы, обеспечивающие герметичность и целостность цементного камня в условиях длительного воздействия на него агрессивных пластовых флюидов.
Как известно, цементный камень подвержен солевой
коррозии. В пластовой воде могут содержаться различные соли, многие из которых оказываются коррозионно-агрессивными по отношению к цементному
камню. Коррозионная стойкость цементного камня к
солевой коррозии повышается при снижении его проницаемости. Из-за низкой проницаемости цементного
камня агрессивная пластовая жидкость не может свободно проникать в его поры, вызывать коррозионные
разрушения и выщелачивание. Уплотнения структуры
цементного камня можно достичь уменьшением водоцементного отношения, что сопровождается увеличением плотности цементного раствора. Однако на практике для цементирования чаще требуются облегченные
тампонажные растворы с меньшей плотностью по сравнению с базовым. Плотность тампонажного раствора
снижают введением в его состав различных облегчающих добавок, при этом минералогический состав облегченного тампонажного цемента может существенно отличаться от состава портландцемента, что влияет
и на коррозионную стойкость цементного камня [3].
Для предотвращения разрушения цементного камня
в результате воздействия солевой агрессии А.А. Прейма и И.Л. Осадчая предлагают использовать разработанный в ОАО "СевкавНИПИгаз" коррозионно-стой78
кий тампонажный раствор. Результаты исследований
данного тампонажного раствора с комплексным ингибирующим реагентом, содержащим высококипящие
фракции производства морфолина (ВФПМ), карбонат
натрия, зеленую патоку и перманганат калия, показали по сравнению со многими другими составами лучшие адгезионные и защитные свойства по отношению
к металлу обсадных труб. Минералы не вызывают в
камне внутренних напряжений. ВФПМ хорошо адсорбируется на обсадной колонне, обеспечивая также полную защиту всех структурных элементов цементного
камня, что обусловливает высокий коэффициент его
коррозионной стойкости, кроме того, указанные добавки способствуют повышению прочности портландцементного камня и улучшают адгезионные свойства.
Выделяющаяся щелочь (NaOH) в соответствии с уравнением реакции повышает рН жидкой фазы тампонажного раствора, способствуя более полной реализации
коллоидно-физических свойств ингибитора ВФПМ,
также имеющего щелочной характер: происходят равномерное распределение макромолекул ингибитора на
поверхности кристаллогидратов цементного камня и
образование сплошной и прочной защитной пленки [4].
В настоящее время большое количество мировых
запасов углеводородного сырья сосредоточено на месторождениях с большим содержанием сероводорода.
Сероводород обладает сильной коррозионной активностью по отношению ко всем внутрискважинным материалам, включая скважинную цементную оболочку.
Для повышения сероводородной коррозионной стойкости цементного камня исследователями Самарского
государственного технического университета предлагается использовать метод химического ингибирования. Раствор, приготовленный из наиболее распространенной марки тампонажного цемента ПЦТ II-СС-100,
состоит из кислой, H2S обогащенной среды. Показатель рН среды после добавления H2S составляет 3,4
и увеличивается в последующем до 4,0. Показатель рН
среды, не превышающий значения 4, являлся показателем отсутствия кислорода в растворе. При создании
кислой среды используется 5 % мас. NaCl, 0,4 % мас.
уксусно-кислого натрия CH3COONa и 0,23 % мас. кристаллической уксусной кислоты, растворенных в дистиллированной воде. Затем раствор насыщается H2S,
который добавлялся от 100 до 200 мл/мин за 20 мин
до 1 л раствора. В качестве воды затворения используется пресная или пластовая вода. Водоцементное отношение при приготовлении – 0,5. При этом образующиеся в результате продукты реакции представляют
собой труднорастворимые соединения (продукты разложения гидратных фаз в виде гелей SiО2 и Аl(ОН)3 и
продукты коррозии в твердой (CaS, FeS) и жидкой фазах), способные препятствовать проникновению агрессивного агента в цементный камень. Этот метод является наиболее дешевым и простым на сегодняшний день,
так как при приготовлении коррозионно-стойких тампонажных растворов могут использоваться цементы
обычных марок, и реагенты, используемые для обработки воды затворения, дешевы и доступны [5].
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Еще одна важнейшая причина низкого качества цементного камня в заколонном пространстве скважины
кроется в использовании чистых портландцементов.
Согласно стехиометрии, основанной на химических
законах Авогадро, Гей-Люссака, кратных отношений,
постоянства состава, сохранения массы, эквивалентности, в результате реакции гидратации из двухкальциевого силиката выделяется гидроксид кальция Са(ОН)2
по уравнению
2CaO·SiО2 + ЗН2О = Ca(OH)2 + CaO·SiО2 – 2H2О
Скопление извести, образование пустот, каналов
нарушают прочность цементного камня. Цементный
камень, в котором свободной извести накапливается
20...23 %, не способен надежно разобщить вскрытые
пласты. Межпластовые перетоки и межколонные проявления здесь неминуемы [6]. Для избежания возникновения данных проблем ни в коем случае нельзя использовать чистые портландцементы, без специальных
добавок, для крепления обсадных колонн нефтяных и
газовых скважин.
В настоящее время происходит сокращение запасов нефти на давно разрабатываемых месторождениях
и для их довыработки повсеместно проводят строительство дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин. Особого внимания заслуживает проблема цементирования хвостовиков при проводке боковых стволов из ранее пробуренных скважин, по причине малых зазоров между хвостовиком и стенками
открытого ствола скважины, а также из-за отсутствия
должного центрирования хвостовика в боковом стволе. Ввиду малых зазоров между обсадной колонной и
стенкой скважины в дополнительных стволах и в подавляющем большинстве случаев асимметричного расположения колонны, в ряде интервалов цементный камень может полностью отсутствовать.
Опыт цементирования дополнительных стволов показал, что в большинстве случаев практически на всем
интервале отсутствует плотный контакт цементного
камня с обсадной колонной, что не позволяет получить информацию о состоянии контакта цементного
камня с горной породой [7]. Это во многом обусловлено применением усадочного тампонажного материала.
Для исключения усадки цементного камня, по-видимому, необходимо вводить в состав тампонажного раствора расширяющие добавки, а также добавки, которые будут регулировать основные свойства цементного раствора–камня. За счет увеличения объема при
твердении такие системы позволяют компенсировать
усадку и формировать напряженный контакт камня с
ограничивающими поверхностями, обеспечивают снижение проницаемости камня. Также, по мнению некоторых ученых, при строительстве дополнительных стволов необходимо применять обсадную колонну диаметром 178 мм, что практически не повлияет на качество крепления, но при этом значительно улучшит эксплуатационные характеристики таких скважин.
Несмотря на факт широкого применения указанных
тампонажных систем, в настоящее время отсутствуют
Нефтепромысловое дело 9/2013
какие-либо нормативные документы, определяющие
допустимые величины расширения цементного камня
применительно к условиям крепления обсадных колонн в скважинах различного назначения. Более того,
как справедливо замечено авторами в работе [8], среди специалистов нет единого мнения о необходимой
величине расширения камня для обеспечения эффективности расширяющихся смесей с учетом специфики
условий твердения в скважине.
Большинство специалистов сходятся во мнении,
что расширение тампонажного камня должно происходить в период пластичности твердеющего вяжущего материала [2]. "Молодая" структура тампонажного
камня, малопрочная и пластичная, может не только
воспринимать значительно большее расширение, но и
способна к самозалечиванию микроразрывов, если они
возникают при расширении [9]. И наоборот, если структура тампонажного камня имеет высокую прочность и
малую пластичность, она способна без разрушения
воспринимать лишь незначительное расширение. При
позднем проявлении эффекта расширения, когда камень уже сформировал "жесткую" структуру, в зависимости от величины расширения и условий твердения может происходить его разрушение.
Именно существующие различия в условиях твердения тампонажного раствора по всему интервалу цементирования в скважине и затрудняют обоснование
конкретной величины расширения, обеспечивающей во
всех случаях формирование напряженного, непроницаемого контакта с ограничивающими поверхностями.
В лаборатории технологических жидкостей для крепления и ремонта скважин Пермского национального
исследовательского политехнического университета
разработаны расширяющиеся тампонажные составы на
основе портландцементов марок: ПЦТ-I-G и ПЦТ-I-50,
с возможностью регулирования их технологических
свойств. В состав тампонажного материала входит гидроксиэтилцеллюлоза – в качестве понизителя фильтрации, силикатный пеногаситель – для предотвращения
пенообразования при затворении цементного раствора, пластификатор – для улучшения реологических
свойств и растекаемости, упрочняющая добавка ДПА-У
для повышения прочности образующегося цементного камня и расширяющаяся добавка ДРС-НУ для умеренных температур. В качестве жидкости затворения
используется вода В/Т = 0,49. Результаты оценки качества крепления обсадных колонн нефтяных месторождений Республики Казахстан, на которых специалистами ПНИПУ проводились работы с реализацией
комплексного подхода, показали высокую эффективность разработанных расширяющихся тампонажных
составов с регулируемыми технологическими свойствами. Удалось существенно повысить качество крепления обсадных колонн и получить надежную и долговечную крепь, в том числе, в интервале проницаемых
и продуктивных пластов.
Нарушение контакта цементного камня с обсадными колоннами на участках против проницаемых пород и каверн возникает главным образом в результате
79
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
опрессовки и перфорации колонн. В частности, такое
воздействие является причиной межпластовых перетоков.
В исследовании [10] отмечено, что наибольшее снижение качества цементирования по данным АКЦ наблюдается при высоких давлениях опрессовки, достигающих 20 МПа и более, тогда как в зарубежной практике при опрессовке давление не превышает 14 МПа
[11]. При создании давления обсадная колонна увеличивается в размерах, а после его снятия возвращается
в начальное положение. Последнее обусловлено тем,
что эксплуатационная колонна имеет упругие свойства,
т. е. способность к упругим деформациям. При этом
цементный камень, находящийся за обсадной колонной и не имеющий упругих свойств, увеличившись в
диаметре, не возвращается в первоначальное положение, что приводит к отслаиванию цемента от обсадных труб. В результате между цементным камнем и
обсадной колонной образуется канал, по которому
идет прорыв выше- или нижележащих пластовых вод.
Следовательно, при опрессовке обсадной колонны необходимо выбирать давления, не превышающие те, при
которых происходит упругая деформация обсадной
колонны и цементного камня.
В России более 95 % вторичного вскрытия продуктивных интервалов и 97 % "дострела" для увеличения КИН производится кумулятивными перфораторами. При использовании кумулятивных перфораторов
создается очень высокое давление. Так, по результатам исследований А.М. Руцкого, Д.В. Кореняко, которые подтверждаются данными ПО "Ноябрьскгеофизика" [12], при перфорации первых отверстий внутри
эксплуатационной колонны развивается давление 70...
100 МПа и более. При таких давлениях происходит
разрушение цементного камня за эксплуатационной
колонной. Кроме того, нарушается плотность контакта между эксплуатационной колонной и цементным
камнем в связи с деформациями при создании и снятии давления в колонне.
Большинство ученых сходятся во мнении, что для
предотвращения возникновения заколонных перетоков, вызванных большим давлением кумулятивных зарядов, при вторичном вскрытии необходимо применять щадящие методы перфорации [12].
В связи с актуальностью разработки щадящих методов вторичного вскрытия продуктивных интервалов
Российскими учеными и компаниями разрабатываются различные технические средства и технологии. Так
консорциум "Россибмаш" (г. Омск) разработал сверлящий метод и соответствующий ему перфоратор. В ООО
"Нефтебурсервис" (г. Лениногорск, Татарстан) создали
устройство для формирования протяженных фильтрационных каналов УФПК-1. НПП "Интехком" (г. Уфа)
предлагает технологию с применением перфобура. При
этом сначала удаляется часть обсадной колонны, чтобы расширить основной ствол, затем закачивается изолирующий гель, создается цементная пробка, разбуривается в ней вспомогательный ствол – и в нем, с использованием специальных жидкостей и компоновок
80
для ориентируемого бурения, выполняются спиралеобразные каналы диаметром 50 мм и глубиной 5…40 м.
Также учеными предлагается использовать метод щелевой гидропескоструйной перфорации (ЩГПП), который, по их мнению, является оптимальным. Щель в
отличие от точечной перфорации вскрывает все без
исключения флюидопроводящие каналы продуктивного пласта. Кроме того, щель способна самоочищаться
от заиливания, значительно продлевая срок устойчивой эксплуатации скважины [12].
В последнее время одним из основных методов
интенсификации работы нефтяных и газовых скважин
и увеличения приёмистости нагнетательных скважин
является гидроразрыв пласта. Технологии осуществления гидроразрыва пластов отработаны и успешно применяются сервисными компаниями по всему миру.
При проведении ГРП технологическая жидкость, направленная на разрушение внутримолекулярных связей в пласте, должна двигаться по направлению простирания пласта, но в большинстве случаев жидкость,
вместе с образующейся щелью, движется по пути наименьшего сопротивления. В системе скважина – пласт
наименьшим сопротивлением обладает место соединения цементного камня с обсадной колонной. В большинстве случаев при проведении ГРП происходит разрыв заколонного пространства, что приводит к образованию межпластовых перетоков. При подъёме жидкости ГРП на большие расстояния по заколонному пространству, в ряде случаев, скважину приходится ликвидировать. Ещё более разрушительным, по отношению к цементному камню, является кислотный ГРП.
При его проведении кислота, проникающая не только
в пласт, но и в заколонное пространство, разрушает
весь цементный камень, что не может не сказаться на
качестве межпластовой изоляции и прочностных характеристиках цементного камня. Для предотвращения
негативного воздействия ГРП на цементный камень
учеными ПНИПУ предлагается проводить направленный ГРП. При этом в процессе подготовки скважины
к ГРП создаётся зона разряжения в заданном направлении, и трещина, образующаяся при ГРП, распространяется в этом направлении, не воздействуя на цементный камень в заколонном пространстве. Для создания зоны разряжения необходимо проводить ЩГПП
с образованием направленной щели, в направлении
которой будет происходить гидроразрыв. Для предотвращения негативного воздействия давления на скважину выше и ниже зоны гидроразрыва необходимо
устанавливать набухающий пакер. Пакер полностью
погасит энергию, распространяющуюся в направлении
ствола скважины.
Еще одной причиной разрушения цементного кольца в процессе эксплуатации скважины является неправильная оценка качества цементирования на стадии заканчивания. Можно привести много примеров,
когда по результатам широкополосного АК скважины
с жестким контактом имеют межколонные давления
и, наоборот, скважины с отсутствием плотного контакта их не имеют.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
Оценка по широкополосному АК не позволяет однозначно судить о качестве цементирования, так как
требует привлечения других методов оценки. Об этом
свидетельствует анализ состояния качества цементирования скважин на Прибрежной группе месторождений по коэффициенту качества в необсаженной части
ствола, который выявил по ряду скважин обратную
связь. В целом оценку качества цементирования следует проводить не только по данным ОЦК и АКЦ, но
и с обязательным привлечением СГДТ, применение
которого предусмотрено "Инструкцией по креплению
нефтяных и газовых скважин" (РД 39-00147001-7672000) [13].
Еще одним немаловажным фактором, влияющим
на сохранность цементного камня за обсадной колонной, является оборудование устья скважины в процессе её эксплуатации и ремонта. При правильном выборе колонной головки и разгрузки веса обсадной колонны на её элементы знакопеременная нагрузка, возникающая при различных режимах эксплуатации скважины и в процессе её ремонта, не воздействует на эксплуатационную колонну и цементный камень, а воспринимается только устьевым оборудованием. При
этом цементный камень, не подвергающийся разрушающим нагрузкам, способен сохранить свои прочностные свойства.
К числу сложных и нерешенных проблем крепления скважин относится разработка тампонажных суспензий, которые максимально замещали бы буровой
раствор при цементировании обсадных колонн, не нарушали циркуляции растворов, кольматировали бы
слабые пласты, интервалы возможных поглощений, а
при гидратации вяжущего создавали плотные контакты в затрубном пространстве [6]. Многими учеными в
настоящее время ведутся исследования по разработке
буферных жидкостей, способных максимально вытеснить остатки бурового раствора из скважины, очистить стенки от фильтрационной корки и закольматировать поглощающие интервалы. Специалистами
Пермского национального исследовательского политехнического университета разработана трехкомпонентная буферная жидкость состоящая:
из вытесняющей пачки, которая обеспечивает качественное и полное вытеснение промывочной жидкости из скважины (пробковый режим вытеснения). Представляет собой вязкоупругую пачку на основе полимеров. Концентрация полимера регулирует вязкость
буферной жидкости. В качестве регулятора плотности
используются хлориды многовалентных металлов и
другие утяжелители. Плотность регулируется в пределах 1000...1300 кг/м3. Для стабилизации буферной жидкости и улучшения структурно-реологических свойств
вводятся поверхностно-активные вещества (ПАВ).
Полимеры-загустители выбираются по термостойкости, стойкости к хлоридной агрессии, с учетом скважинных условий. Рекомендуемый минимальный объем пачки – 2…3 м3;
моющей пачки, которая обеспечивает отмывание
обсадной колонны от промывочной жидкости и удаНефтепромысловое дело 9/2013
ление рыхлого слоя глинистой корки со стенок ствола
скважины. Моющий буфер представляет собой водный
раствор солей фосфатов с добавлением ПАВ, концентрация которых подбирается с учетом скважинных
условий. Плотность буферной жидкости составляет
1050…1100 кг/м3. Рекомендуемый минимальный объем пачки 3…4 м3;
абразивной вымывающей пачки, которая представляет собой стабилизированную цементно-песчаную
суспензию. Плотность буферной жидкости регулируется в пределах 1400...1600 кг/м3. В качестве абразивного наполнителя используется специально подготовленный кварцевый песок фракции 0,5…1,0 мм (окатанные частицы песка). Данная буферная жидкость
обеспечивает:
– сдирание рыхлого слоя фильтрационной (глинистой) корки и осаждение песка на плотной ее части;
– кольматацию проницаемых пластов.
Рекомендуемый минимальный объем пачки 2...3 м3.
Рекомендуемая последовательность закачивания в
скважину буферных пачек:
1) вытесняющая,
2) моющая,
3) абразивная вымывающая.
Проведенный краткий обзор вышеуказанных работ
показывает, что проблемы цементирования, в том числе и оценка роли цементного камня, практически не
решены, поскольку не сложилось единого мнения в
этом вопросе. Не имея единой методики проведения
работ, исследователи приходят к противоречивым выводам. Практически все исследователи в расчетах принимают характеристики камня к моменту нагружения,
что не отражает истинного положения дел, поскольку
скважина является долговременным гидротехническим
сооружением, рассчитанным на длительный период
эксплуатации.
В то же время отмечается необходимость фактора
времени в проводимых исследованиях. Учет фактора
времени необходим для уточнения и определения коэффициента разгрузки цементного кольца и усовершенствования расчета обсадных колонн.
Наличие большого многообразия тампонажных материалов требует решения вопроса предпочтительного их применения в конкретных условиях цементирования колонн.
Поскольку скважина рассчитана на длительный период работы, то вытекает необходимость обоснования
реальных критериев оценки качества крепления скважин. Вероятно, необходимы начальная оценка качества сразу после цементирования и вторая – после истечения расчетного срока службы цементного кольца.
При этом срок второй оценки качества крепления может быть принят меньше срока службы скважины [14].
ЛИТЕРАТУРА
1. Планирование и управление ремонтом скважин / Д.Г. Антониади, Е.И. Захарченко, Ю.Г. Стрельцова [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –
М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. – № 4. – С. 35–38.
81
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
2. Белей И.И., Родер С.А. Особенности разработки и применения тампонажных растворов с расширяющимися добавками для цементирования обсадных колонн // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.:
ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 10. – С. 40–46.
3. Газизов Х.В., Ахматдинов Ф.Н., Газизов Ш.Х. Коррозионная стойкость тампонажных композиций в пластовой воде
// Нефт. хоз-во. – 2009. – № 8. – С. 24–25.
4. Прейма А.А., Осадчая И.Л. Повышение коррозионной
стойкости цементного камня в сероводородных средах обработкой тампонажного раствора комплексом химических
реагентов // Строительство нефтяных и газовых скважин
на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. – № 8. –
С. 33–36.
5. Доровских И.В., Живаева В.В. Выявление закономерностей процессов разрушения скважинной цементной оболочки в условиях повышенной коррозионной активности
флюида // Строительство нефтяных и газовых скважин
на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2009. – № 9. –
С. 47–52.
6. Детков В.П. Некоторые вопросы повышения качества
крепления скважин // Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2011. –
№ 1. – С. 32–35.
7. Чернышов С.Е., Крысин Н.И. Повышение качества строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных
скважин // Научные исследования и инновации. – 2011. –
Т. 5. – № 2. – С. 64–70.
8. Агзамов Ф.А., Бабков В.В., Каримов И.Н. О необходимой
величине расширения тампонажных материалов // Территория нефтегаз. – 2011. – № 8. – С. 14–15.
9. Данюшевский В.С., Алиев Р.М., Толстых И.Ф. Справочное
руководство по тампонажным материалам. – М.: Недра,
1987. – 373 с.
10. Рябоконь С.А., Новохатский Д.Ф. Влияние опрессовки
обсадных колонн на качество цементирования скважин
// Нефт. хоз-во. – 2003. – № 3. – С. 41–43.
11. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча – история развития, современное состояние и прогнозы. – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. – 132 с.
12. Салихов Р.Г., Крапивина Т.Н., Крысин Н.И. Применение
щелевой гидропескоструйной перфорации при вторичном
вскрытии продуктивных пластов. – СПб.: ООО "Недра",
2005. – 180 с.
13. Ашрафьян М.О. Оценка пропускной способности канала
(щели) между обсадной колонной и цементным камнем,
возникающего при опрессовке колонны // Нефт. хоз-во. –
2009. – № 12. – С. 77–79.
14. Сулейманов О.Э. О работе цементного камня в скважине // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше
и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2010. – № 9. – С. 48–50.
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
УДК 658.382.3:622.276
МОДЕЛИРОВАНИЕ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ НА НЕФТЯНЫХ ШАХТАХ
М.Ю. Лискова, И.С. Наумов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
В России добыча нефти шахтами осуществлялась
на многих месторождениях с конца XIX в. (первая
попытка имела место на Уйташском месторождении в
Дагестане). Самый большой опыт шахтной разработки
нефтяных месторождений накоплен на Ярегском месторождении в Республике Коми, где с 1939 г. ведётся
промышленная разработка залежей (в конце 1980-х гг. –
единственная промышленная нефтяная шахта в мире).
Подземный (шахтный) способ разработки нефтяных
залежей является одним из эффективных методов,
обеспечивающих максимальное использование запасов пластов, содержащих в огромном количестве остаточную легкую и малоподвижную тяжелую нефть.
Подземные горные работы всегда были одной из
наиболее опасных сфер трудовой деятельности человека, требовавшей постоянного внимания к обеспечению безопасности горнорабочих. Первым из факторов,
определяющих безопасность ведения подземных работ,
с которым столкнулись горняки еще до начала нашей
эры, была шахтная атмосфера. Из других факторов,
влияющих на условия безопасности при подземных
82
работах, постоянное беспокойство горнякам доставляли пожары (вспышки и взрывы метана и взрывы
угольной пыли).
Условия работы в горном производстве (шахтах)
являются специфическими. Есть множество неблагоприятных факторов:
– сила тяжести, воздействуя на горные породы, вызывает обрушение пород кровли и груди забоя и пучение пород почвы;
– газовыделение из горных пород;
– обводненность;
– недостаток освещенности;
– стесненность рабочего пространства. Затрудняет
движение горнорабочих, увеличивает вероятность опасного соприкосновения с работающим оборудованием,
вынуждает работать в неудобных позах (лежа, на коленях). Способствует нахождению человека в условиях повышенного шума и запыленности;
– большое количество машин и механизмов. Все
эти машины и механизмы имеют открытые движущиеся части (режущую цепь и погрузчик комбайна, секНефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
ции механизированной крепи, тяговые цепи и скребки
конвейеров и др.) соприкосновение человека с которыми может привести к травмам.
– шум и запыленность и т. д.
Особенно эти трудности возрастают при тепловом
воздействии на пласты в нефтяных шахтах. Применение паротеплового воздействия на залежь приводит к
интенсивному выделению легких компонентов нефтяных газов и увеличивает температуру воздуха в шахтах [1], что влечет за собой увеличение вероятности
возникновения пожаров.
Аварийные ситуации, связанные с пожарами в нефтяных шахтах, являются наиболее тяжелыми и опасными с точки зрения эвакуации горнорабочих и ликвидации последствий аварии, так как они сопровождаются гибелью не только рабочих, но и людей (горноспасателей), участвующих в ликвидации этих аварий.
Поэтому над проблемой создания системы надежных и безопасных путей эвакуации рабочих, застигнутых аварией, работали и работают ученые в России
и за рубежом. В основе данных работ лежит создание
модели развития аварии в первые (наиболее интенсивные процессы эвакуации) и последующие моменты времени. Эти модели должны прогнозировать распространение пожарных газов в выработках нефтяных
шахт при возможных очагах возгорания, с тем чтобы
определить надежные и безопасные (свободные от газов) пути выхода рабочих из аварийных участков.
Разработан аппарат математического моделирования аварийных ситуаций, связанных с возникновением пожара в шахте. В основу методики создания модели аварийных ситуаций принят метод расчета графов, представляющих расчетную модель вентиляционной системы шахты. Данная модель позволяет получить расходы воздуха во всех ветвях (выработках)
вентиляционной сети при воздействии на нее естественных и искусственных источников тяги (естественной тяги, вентиляторов, работающих через перемычку или на вентиляционный трубопровод, эжекторов)
или регуляторов (регулирующих перемычек или стабилизаторов).
В настоящее время на каждую аварийную ситуацию в шахте составляются планы ликвидации аварий
(ПЛА). При разработке мероприятий по ликвидации
последствий аварии и эвакуации горнорабочих из аварийный участков, которые закладываются в позициях
ПЛА, исходят из того, что изменение режима вентиляции шахты происходит мгновенно с момента изменения режима работы главной вентиляционной установки (ГВУ). Однако наличие выработанных пространств
затягивает процесс изменения режима вентиляции, и
безопасная эвакуация рабочих из аварийных участков
может не состояться. В этих случаях эвакуация рабочих по обозначенным эвакуационным путям может
стать не только затруднительной, но и невозможной.
Шахтные наблюдения, лабораторные эксперименты, а также результаты математического моделирования свидетельствуют о том, что связь между газовыделением и формированием поля концентраций выдеНефтепромысловое дело 9/2013
ляющихся газов проявляется в виде взаимообусловленности существования этих явлений, разделенных в
пространстве и времени [2, 3]. Особенности прогноза
газовых ситуаций на очистных участках заключаются в том, что это, по существу, фрагменты общей вентиляционной сети с распределенными источниками
выделения газовых примесей и поглощения кислорода, поэтому моделирование средней в сечении выработки концентрации сводится к решению задачи сетевой газодинамики. Очевидно, что очистной участок можно рассматривать как вентиляционную сеть, имеющую  ветвей и  узлов. Процессы переноса в каждой ветви вполне обоснованно можно считать происходящими за счет одномерной конвективной диффузии, тогда нестационарное поле концентраций в ветвях будет описываться следующим уравнением:
I  t 
C
C
,
 u   гп
V
t
l
(1)
где   ; i, j  ; С – концентрация газовой примеси

в ветви с номером ; I гп
– интенсивность поступления газовой примеси в ветвь с номером ; u, V – скорость воздуха и объем выработки; l – пространственная координата; i, j – смежные узлы, соединяющиеся
ветвью .
Решение уравнения (1) для постоянного начального и переменного граничных условий позволило получить соотношение для определения концентраций газовой примеси во внутренних и внешних узлах сети.
Эти соотношения можно представить следующим образом.
Газодинамическую сеть можно представить в виде
следующей матрицы:

1 i1 j1 l1 u1 I гп1
c1– c1+

 2 i2 j2 l 2 u 2 I гп2
c2– c2+
Bkn 
............................................
............................................
.
(2)
............................................

 n in jn ln un I гп
cn – cn +
Матрица (4) полностью характеризует газодинамическое состояние сети горных выработок очистного
участка в любой момент времени. В начальный момент времени она описывает топологию рассматриваемой сети, ветвям которой поставлены в соответствие
параметры l, S, u и коды, характеризующие источники газовыделений Iгп. Предпоследний столбец матрицы Вkn заполняется численными значениями концентраций во внешних граничных узлах, а для ветвей,
не имеющих внешних узлов, элементы столбца принимаются равными нулю. Последний столбец состоит
из нулей. Следовательно, спрогнозировать газовую ситуацию на очистном участке в любой момент времени – это заполнить В7n, В8n, и В9n для этого момента
времени. Для расчета элементов столбцов В7n, В8n и В9n
83
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
можно использовать разработанный комплекс программных средств, представляющий результаты вычислений в виде матрицы (2).
Газовые ситуации на очистных и подготовительных
участках моделируют с помощью уравнения конвективно-турбулентной диффузии газовой примеси в воздухе. При этом рассматривают однородную и изотропную
турбулентность, пренебрегая двумя размерами горных
выработок и учитывая только длину. Если учесть конвективный и турбулентный диффузионные потоки, то
математическая модель газовой ситуации в подготовительной выработке при постоянном атмосферном
давлении будет иметь следующий вид:
I
C
C
2C
u
 uср.
D 2 
С  пв ,
t
x
Lпв
пв
x
(3)
где uср. – средняя скорость движения воздуха по подготовительной выработке; Lпв – проектная длина подготовительной выработки; Iпв, пв – абсолютная газообильность и объем подготовительной выработки, соответственно; С = с – сН, здесь с – объемная концентрация рассматриваемой газовой примеси в воздухе
выработки; сН – объемная концентрация газовой примеси на свежей струе, поступающей в подготовительную выработку.
Объемная концентрация газовой примеси в уравнении (3) задается в долях единицы, а сН = const. Начальные и граничные условия для протяженной подготовительной выработки можно записать следующим
образом: C(x, 0) = C(0, t) = 0; lim C (x, t )   . Решеx 
ние этой краевой задачи получено в виде
 
 uср.
1  exp  
 Lпв
 
t
 uср.  
 exp 
  exp  K b
0
 Lпв  
C ( x, t ) 
DI пв
пв

 uср.
t    0,5exp  

 Lпв
 erfc  2K 

 K
  
 exp K b erfc 
 b    d ,
2 
  

где К 
х
; b

2
uср.


t


b  

(4)
uср.
.
4 D Lпв
D
Результаты вычислительных экспериментов по динамике полей концентраций примесей на очистном и
подготовительном участках представлены на рис. 1–3.
Рис. 1. График зависимости С от К:
C
 uср. 
C ( x, t ) пв
t   1; b = 0,625;
 exp  
DI пв
 Lпв 
uср./Lпв = 0,5/1000; 1 – t = 10 мин; 2 – t = 30 мин;
3 – t = 60 мин; 4 – t = 120 мин; 5 – t = 360 мин
Рис. 2. График зависимости С1 от t при t < x/u:
C1 = C(x, t)Qоу/Iпв при u/Lоу, равном: 1 – 1,5/1000;
2 – 1,5/1500; 3 – 1,5/2000; 4 – 1,5/2500; 5 – 1,5/3000
84
Рис. 3. График зависимости концентрации газа С1 от t
при t < x/u на исходящей струе для различных интервалов времени C1 = C(Lоу, t)Qоу/Iпв при u/Lоу, равном:
1 – 1,5/1000; 2 – 1,5/1500; 3 – 1,5/2000; 4 – 1,5/2500;
5 – 1,5/3000 для горных выработок: а – очистного участка; б – подготовительного участка
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
Рис. 4. График зависимости Спв от x для подготовительной выработки длиной 1000 м:
Cпв  [c( x )  cН ]Qпв / I пв
Анализ результатов вычислительных экспериментов показывает, что, во-первых, поля концентраций
газовых примесей в воздухе очистных и подготовительных участков стремятся к некоторому стационарному состоянию и, во-вторых, динамический расчет количества воздуха, необходимого для проветривания
очистных и подготовительных участков, целесообразно осуществлять, используя решения уравнений (1) и
(3), для условия С/t  0.
Такой вывод является физически обоснованным с
точки зрения безопасности по газовому фактору, так
как на временном интервале переходного процесса
концентрация газа в воздухе на исходящей струе всегда меньше, чем при установившемся стационарном
распределении концентраций газа.
Для протяженной подготовительной выработки
математическая модель стационарной диффузии имеет следующий вид:
Рис. 5. График зависимости Соу от x/Lоу для очистного
участка Cоу  [c( x )  cН ]Qоу / I оу
c ( x )  cН 

I оу 
x
1  exp  
Qоу 
 Lоу

  .
 
(9)
Зависимости (7) и (9) позволили провести вычислительные эксперименты, результаты которых представлены на рис. 4, 5.
Анализ полученных кривых показывает, что они
близки к линейным функциям, что при необходимости позволяет использовать начальные слагаемые при
разложении экспонент в формулах (7) и (9) в бесконечные ряды. Второй не менее важный вывод, качественно подтверждающий адекватность разработанных
моделей, – это возрастание концентрации по направлению движения струи воздуха [2, 3].
В целом, моделирование аварийной ситуации в шахте показало, что выработанные пространства в течение длительного периода времени могут играть роль
источников тяги и в аварийной ситуации (например
при пожаре) станут причиной заполнения газами мноQпв 
I пв 
d 2 C Qпв dC


(5) гих выработок на большой длине. Как показали расчеC 
  0,
2
DS
dx
D

Q
dx
пв
пв 
пв 
ты, подтверждаемые практикой, выработанные пространства
большого объема не дают возможности реC(0) = 0;
lim C (x )  .
(6)
x 
версировать струи воздуха в выработках большей части рудника (шахты). Участие вентиляторов главного
где Qпв – среднее количество воздуха, протекающего проветривания в реверсивном аварийном проветривапо подготовительной выработке; Sпв – площадь попе- нии рудника способствует ускоренному наполнению
речного сечения подготовительной выработки в свету.
воздухом выработанных пространств, сокращая время
Решение краевой задачи (5), (6) получено в следу- их действия в качестве источников тяги. Поэтому проющем виде:
блема влияния выработанных пространств на аэрогазодинамические
процессы при аварийных режимах венc ( x )  cН 
тиляции рудников является весьма актуальной. Что по
зволяет повысить эффективность практической реали2
 
 Q 
I
Q
 Q

 пв 1  exp   пв  0, 25  пв   пв  x  . (7) зации планов ликвидации аварий, которая обеспечиQпв
D пв  
вается прогнозированием газовых ситуаций на очист DSпв 
 2 DSпв
 
 
ных и подготовительных участках с учетом процессов
диффузионного переноса газовых примесей в рудничДля очистного участка математическая модель станой атмосфере и релаксации давления в вентиляционционарной диффузии имеет следующий вид:
ных сетях, обусловленных аварийными режимами
вентиляции.
I оу 
dC
1 
(8)

Расчет вентиляционной сети аварийной ситуации
 С 
.
Lоу 
dx
Qоу 
показал, что падение депрессии в выработанных проНефтепромысловое дело 9/2013
85
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
странствах происходит длительное время (для данного рудника достигает 90 мин, что не дает возможность реверсировать струи воздуха в выработках большей части рудника. Данные расчеты выявляют выработки, которые находятся свободными от пожарных
газов, и выработки, которые заполняются пожарными
газами.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дудин Ю.И. Улучшать проветриваемость и пылегазовый
режим шахт // Безопасность труда в промышленности. –
1989. – № 8. – С. 59–60.
2. Качурин Н.М., Постникова М.Ю., Власов Д.В. Аэрогазодинамические процессы в вентиляционных сетях рудников,
обусловленные диффузией газовых примесей // Изв. ТулГУ.
Сер.: Науки о Земле. – 2010. – Вып. 2. – С. 77–81.
3. Качурин Н.М., Постникова М.Ю., Власов Д.В. Релаксация
давления воздуха в вентиляционной сети рудника при реверсировании вентилятора главного проветривания // Изв.
ТулГУ. Сер.: Науки о Земле.– 2010. – Т. 3. – Вып. 2. –
С. 73–76.
УДК 681.518.22
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КОТЕЛЬНЫХ,
РАБОТАЮЩИХ ДЛЯ НУЖД ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
М.Н. Калугин, В.А. Трефилов
(Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Процесс физического разделения нефти и газов на
фракции, отличающиеся друг от друга и от исходной
смеси по температурным пределам кипения, широко
применяется на практике с подачей водяного пара [1].
Водяной пар получают в технологических газовых котельных. Такие объекты относятся к наиболее опасным
и поднадзорным. Задача обеспечения безопасности в
таких котельных на практике осложняется наличием
человеческого фактора. Этот фактор стремятся исключить путём автоматизации и дистанционного управления такими объектами. Другая причина аварий – старение и износ оборудования и трубопроводов пара,
которую тоже необходимо минимизировать. Непрерывный контроль – затратный метод, и поэтому все
стараются уйти от него. А статистика аварий с тяжёлыми последствиями неумолима. Как показывает практика, вопрос денег – это всего лишь вопрос приоритетов и организации системы управления объектами, к
которым относятся такие опасные, как газовые паровые котельные. Поэтому необходимо вводить в действие различные технические решения, направленные на
предотвращение аварийной ситуации.
В котельных в основном применяются электросварные трубы по ГОСТ 10704-91. Все трубы проходят заводские технологические испытания в объеме требований ГОСТ 10705, подвергаются 100%-му неразрушающему контролю по периметру трубы и обязательной сертификации. Однако всё это не позволяет гарантировать механическую прочность стенки трубы на
протяжении многолетней эксплуатации.
На металлическую стенку трубы, арматуры влияют такие химические процессы, как коррозия и накипеобразование. Эти процессы зависят от множества
факторов. Основные – это качество водохимической
подготовки, температура. Опыт показывает, что подготовке исходной воды не уделяется достаточного внимания. Кроме того, трубопроводы в котельных транспортируют теплоноситель с высокими температурами,
что ускоряет процессы коррозии и накипеобразования. Особенно опасны эти процессы для экранных
труб в местах непосредственного теплообмена, т. е. в
топке котла. На рис. 1 показано типичное влияние коррозии на стенку металлической трубы в котле. Для того чтобы узнать, подлежат ли трубы дальнейшей экс-
Рис. 1. Повреждение гиба водоопускной трубы из барабана во всасывающий коллектор
86
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
Рис. 2. Функциональная схема измерения напряжённости
плуатации или их уже нужно заменить, предприятия
энергетики отправляют образцы труб на исследования
в специальные службы металлов.
Предлагается вести непрерывный контроль за наиболее опасными участками трубопроводов в котельной. Стенка трубопровода, находящегося под действием температуры и внутреннего давления, находится
в напряжённом состоянии. Необходимо вести мониторинг значений напряжений наиболее опасных участков, используя метод тензометрии. Существенной
особенностью высокотемпературной тензометрии является влияние температуры на метрологические характеристики тензорезисторов и сопротивление соединительных линий. Поэтому предлагается применять
высокотемпературные тензорезисторы. На рис. 2 приведена функциональная схема измерения напряжённости. Сигнал сопротивления от тензодатчика подаётся в коммутационную коробку по мостовой
схеме. Далее через измерительный усилитель попадает в аналого-цифровой преобразователь, после чего – в систему сбора
данных [2].
Для проверки работоспособности технического решения был проведён эксперимент. В качестве экспериментального образца использовалась водогазопроводная
труба Ду404,0 мм длиной 1,0 м 2 и водогазопроводная труба Ду503,5 мм длиной
0,4 м 10 (см. рис. 3). Между ними вварен
шаровой кран Ду50 мм 8. Это сделано,
чтобы обезопасить тэн 1, который рассчитан на давление 6 атм. На участке трубы
Ду404,0 мм вварен предохранительный
клапан 9, рассчитанный на 16 атм, трёххоНефтепромысловое дело 9/2013
довой кран для манометра 11 и шаровой кран 12 для
подсоединения пресса 13. Труба установлена на двух
неподвижных опорах 4.
В левый конец трубы вварен тэн 1 мощностью
1,5 кВт, что позволяет плавно нагревать теплоноситель
в трубе. На трубу и стыки установлены тензодатчики 7. Прибор (рис. 3) предназначен для измерения статических и квазистатических деформаций с помощью
тензорезисторов 7, включенных по полумостовой схеме; представляет собой автоматический, уравновешенный мост и измеряет относительную деформацию последовательно по 10 измерительным каналам. Вывод
информации – на цифровое табло. Прибор выполнен в
виде переносной конструкции с автономным питанием 6. Измерительные полумосты соединяются с прибором кабелем длиной не более 10 м и сечением жилы не менее 0,75 мм2.
Рис. 3. Общий вид экспериментального стенда
87
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ НА ОБЪЕКТАХ
T, C
G1, Па
G2, Па
9000000
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
95
100
105
110
4047
5779
8114
11227
15580
21087
28220
36813
49167
63247
82147
104940
132800
166733
207733
315733
467400
675467
955133
1322400
1800733
2409333
8227
11691
16408
22687
31294
42326
56593
73780
98620
126780
164580
210167
265566
333433
415433
631433
934766
1351467
1910801
2645334
3601601
4818801
8000000
G1 = f(T)
G2 = f(T)
7000000
Напряжение G, Па
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
6000000
5000000
4000000
3000000
2000000
1000000
0
0
40
60
80
100
120
140
Температура, С
Рис. 4. Зависимость напряжения стенки от температуры G = f(T)
Будем изменять температуру в диапазоне 5...100 С
с шагом 5 С и при каждом значении фиксировать напряжение в точке, находящейся на стенке трубы (G1),
и в точке, находящейся на сварном стыке (G2) . Полученные данные сведены в таблицу, и построен график
зависимости напряжения от температуры (рис. 4).
В результате эксперимента выявлено:
1. Данное техническое решение может быть использовано для проведения контроля за наиболее опасными участками трубопровода;
2. Наиболее опасные участки – это сварные стыки;
88
20
3. С увеличением температуры возрастает напряжённо-деформируемое состояние стенки.
Таким образом, необходимо устанавливать тензодатчики в наиболее опасные места. Для более точной
оценки таких мест также можно воспользоваться высокоточным тепловизором, который даст тепловую
"картину" в котельной, что позволит увидеть участки
с повышенной либо пониженной температурой. Такие
участки будут свидетельствовать об изменениях в структуре материала стенки трубопровода.
ЛИТЕРАТУРА
1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и
газа. – Уфа: Гилем, 2002.
2. Костров А.Е. Автоматизированное управление безопасностью технологических трубопроводов: дис. – Изд-во
ПГТУ, 2011. – 102 с.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Информационные сведения о статьях
УДК 553.98(470.53)
ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ВЕНДСКОГО КОМПЛЕКСА НА ТЕРРИТОРИИ
ПЕРМСКОГО КРАЯ (с. 5)
Инна Анатольевна Козлова,
Сергей Николаевич Кривощеков,
Максим Александрович Носов,
Иван Владимирович Санников
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел.: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
Вендские отложения на территории Пермского края считаются потенциально перспективными как с точки зрения
нефтегазогенерирующих, так и нефтегазоаккумулирующих.
В статье выполнено обоснование перспектив потенциальной нефтегазоносности на основе большого объема пиролитических, битуминологических и геологических показателей. Вычислены комплексные генерационно-эмиграционный
и аккумуляционно-консервационный критерии и построены
схемы перспектив нефтегазоносности вендских толщ для
территории Пермского края. В результате проведенных исследований установлена сходимость распределения разработанных критериев РГХ и РГ и реальной нефтегазоносности, что подтверждает выводы авторов и позволяет выполнять достоверные прогнозные оценки для глубокопогруженных вендских отложений.
Ключевые слова: вендские отложения; статистическая
оценка; схемы распределения критериев; вероятностная модель нефтеносности; комплексные критерии; перспективы
нефтегазоносности.
УДК 622.276.031.011.433:532.5
РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
ПРОГНОЗА КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПО СОВОКУПНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ (с. 10)
Владислав Игнатьевич Галкин1,
Вера Андреевна Силайчева2
Пермский национальный исследовательский политехнический университет1
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел.: (342) 219-83-67;
Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг"
"ПермНИПИнефть" в г. Перми2
614000, Россия, г. Пермь, ул. Советской Армии, 29,
тел.: (342) 233-64-15,
e-mail: [email protected], [email protected]
Процедуру моделирования проницаемости можно отнести к разряду проблемных вопросов создания трехмерной
модели объекта разработки. Повышая качество фильтрационной модели, возникает необходимость учета гидродинамических исследований пласта при настройке значений коэффициента проницаемости. В статье рассмотрена возможНефтепромысловое дело 9/2013
ность прогноза коэффициента проницаемости по совокупности геолого-геофизических исследований. Для конкретных месторождений Башкирского свода с помощью корреляционного анализа установлены наиболее значимые характеристики, от которых зависит коэффициент проницаемости. Построена многомерная модель для прогноза значений
коэффициента проницаемости.
Ключевые слова: проницаемость; фильтрационная модель; коэффициент корреляции.
УДК 553.98.061.32
РАЗРАБОТКА МОДЕЛЕЙ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПЛАСТА Ю2 ПО ГЕОХИМИЧЕСКИМ
ДАННЫМ (НА ПРИМЕРЕ ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ООО "ЛУКОЙЛ–ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ") (с. 13)
Константин Геннадьевич Скачек1,
Владислав Игнатьевич Галкин2,
Александр Васильевич Растегаев2
ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"1
628486, Россия, Тюменская обл., г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20,
e-mail: [email protected];
Пермский национальный исследовательский политехнический университет2
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский
просп., 29,
тел./факс: (342) 219-83-14,
e-mail: [email protected]
На статистическом уровне количественно обосновано
влияние геохимических характеристик нефтематеринских
пород китербютского, лайдинского и леонтьевского горизонтов на зональную нефтегазоносность пласта Ю2. Построены
индивидуальные и комплексные вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности пласта Ю2 по геохимическим данным. Выполнена оценка использования статистических моделей прогноза нефтегазоносности.
Ключевые слова: нефтематеринские породы; характеристики органического вещества; вероятность; прогноз.
УДК 553.98(571.122)
АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ТОЛЩИН ПЛАСТА Ю2 НА ЕГО
НЕФТЕНОСНОСТЬ НА ТЕРРИТОРИИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ТПП "КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ" (с. 16)
Константин Геннадьевич Скачек1,
Александр Васильевич Растегаев2,
Владислав Игнатьевич Галкин2
ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь"1
628486, Россия, Тюменская обл., г. Когалым, ул. Прибалтийская, 20,
e-mail: [email protected];
Пермский национальный исследовательский политехнический университет2
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский
просп., 29,
тел./факс: (342) 219-83-14,
e-mail: [email protected]
89
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Выполнен анализ влияния мощностных показателей на
нефтегазоносность пласта Ю2 с помощью вероятностностатистических методов. Для исследований использовались
следующие характеристики пласта Ю2: суммарные толщины пласта Ю2, суммарные толщины различных типов пород
в составе пласта Ю2: глинистых, алевритовых и проницаемых. Построены индивидуальные и комплексные вероятностно-статистические модели прогноза нефтегазоносности
пласта Ю2 по толщинным показателям. Выполнена оценка
надежности прогнозов по разработанным статистическим
моделям.
Ключевые слова: нефтегазоносность; скважина; эталонная выборка; вероятностно-статистическая модель.
УДК 622.276.1/.4
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ РЕАЛИЗУЕМОЙ
СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА БС4-5 ПРИРАЗЛОМНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА
ЭФФЕКТИВНОСТИ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ (с. 20)
Инна Анатольевна Козлова, Ирина Олеговна Мальцева
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected], [email protected]
Для реализации системы разработки на Приразломном
месторождении предполагаются выделение и отработка
опытных участков с различными системами разработки в
связи с особенностями геологического строения пласта БС4–5
на площади месторождения. В связи с этим задачей исследования является анализ распределения фильтрационноемкостных и геолого-физических параметров коллекторов
пласта БС4–5 по площади и по разрезу опытных участков с
целью обоснования применения той или иной сетки скважин и оценки эффективности ее реализации. При решении
данных задач установлено, что наиболее эффективной системой разработки является семиточечная обращенная сетка
скважин. На тех участках, где реализованы другие системы
размещения скважин, в силу определенных геологических
причин, в качестве метода усовершенствования системы
разработки рекомендуется применение метода гидравлического разрыва пласта (ГРП). Выбор данного метода обоснован его высокой эффективностью воздействия на пласт, т. е.
значительным приростом дебитов и продолжительностью
эффекта воздействия. Таким образом, на основе выполненного анализа для опытных участков пласта БС4–5 Приразломного месторождения приводятся рекомендации по совершенствованию системы разработки с использованием ГРП.
Ключевые слова: фильтрационно-емкостные и геолого-физические свойства коллектора; неоднородность; система разработки месторождения; сетка скважин; дебит; гидравлический разрыв пласта.
УДК 622.276.4
МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ
МЕРОПРИЯТИЙ В КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ
ШАГИРТСКО-ГОЖАНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ (с. 24)
Сергей Владиславович Галкин,
90
Анна Павловна Савельева,
Александр Анатольевич Щербаков,
Ромас Вальдасович Дворецкас,
Дмитрий Александрович Керн
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
e-mail: [email protected], [email protected]
Выполнен анализ проведения методов увеличения нефтеотдачи в карбонатных отложениях Шагиртско-Гожанского
месторождения. В соответствии с полученными приростами
дебитов (мгновенными и среднегодовыми) предложена классификация скважин, предполагающая их разделение на 3 группы. На основе классификации выбраны скважины-кандидаты для проведения геолого-технических мероприятий. С помощью программного комплекса Eclipse 100 выполнены гидродинамическое моделирование предлагаемых мероприятий и прогноз дебитов скважин по нефти.
Для учета естественного ухудшения состояния призабойной зоны на гидродинамическом симуляторе при расчете
прогнозных вариантов рассчитан средний месячный коэффициент падения дебита по нефти, для радиального бурения –
0,95, для кислотных обработок – 0,91. В карбонатных отложениях Шагиртско-Гожанского месторождения наиболее эффективно применение радиального бурения.
Ключевые слова: трудноизвлекаемые запасы нефти;
моделирование разработки нефтяных месторождений; методы увеличения нефтеотдачи (МУН); радиальное бурение;
добывающая скважина.
УДК 553.98(470.53)
ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РОВ ПОРОД
КАК КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПЕРСПЕКТИВ
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ (с. 28)
Владислав Игнатьевич Галкин,
Инна Анатольевна Козлова,
Олег Александрович Мелкишев,
Марина Александровна Шадрина
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел.: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
В настоящее время на традиционных нефтегазодобывающих территориях задача восполнения ресурсов является
первоочередной. В связи с этим в разрезе Пермского края
многими исследователями рифейские отложения считаются
одним из перспективных объектов. В статье для рифейских
отложений был выполнен статистический анализ некоторых
геохимических показателей рассеянного органического вещества (РОВ) пород, характеризующих возможность генерации углеводородов (УВ). Были выявлены наиболее информативные показатели и построены индивидуальные линейные вероятностные модели, определяющие их влияние на
нефтегазоносность. Для оценки степени комплексного влияния геохимических условий осадконакопления и преобразования РОВ в УВ был вычислен комплексный геохимический критерий. Построена схема перспектив нефтегазоносности рифейских толщ для территории Пермского края по
комплексу геохимических показателей.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ключевые слова: рифейские отложения; статистическая
оценка; вероятностная модель нефтеносности; комплексный
геохимический критерий; перспективы нефтегазоносности.
УДК 550.832
ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ
БАШКИРСКИХ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ПО ДАННЫМ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ (с. 32)
О.Е. Кочнева, В.Н. Косков
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
e-mail: olgakochneva [email protected], koskov.vn @yandex.ru
На примере Калмиярского нефтяного месторождения
Пермского края, используя промыслово-геофизические исследования, проведена литолого-фациальная корреляция карбонатных башкирских отложений. Полученные данные по
неоднородности распределения пород-коллекторов в разрезе продуктивных пластов башкирских отложений могут использоваться при создании геологических и гидродинамических моделей месторождений Пермского края.
Ключевые слова: литология; фация; корреляция; башкирские отложения; геофизические исследования.
УДК 550.832
ЛИТОЛОГИЧЕСКОЕ РАСЧЛЕНЕНИЕ РАЗРЕЗОВ
СКВАЖИН И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ (с. 39)
В.Н. Косков
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
e-mail: [email protected]
Изложена методика литологического расчленения разрезов скважин девонских терригенных отложений по материалам скважинных исследований. Приведены сведения по
определению подсчётных параметров пластов-коллекторов
по данным ГИС и лабораторного изучения керна.
Ключевые слова: геофизические исследования скважин;
литология; физические свойства; девонские терригенные
отложения.
УДК 550.83
ИЗУЧЕНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ПОТОКОВ ЗАКАЧИВАЕМОЙ ВОДЫ В ДЕВОНСКИХ
ОТЛОЖЕНИЯХ НА МАЛО-УСИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ С ПОМОЩЬЮ МЕТОДА ТРАССИРУЮЩИХ
ИНДИКАТОРОВ (с. 43)
О.Е. Кочнева, А.М. Звягин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Нефтепромысловое дело 9/2013
614990, Россия, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел.: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
В настоящее время наблюдается преждевременное обводнение скважин закачиваемой водой, что снижает эффективность заводнения и требует применения методов повышения нефтеотдачи. Эту задачу позволяет решить трассерный метод, который является эффективным способом получения информации о характере фильтрации жидкости в межскважинном пространстве пласта и установления контроля
над распределением фильтрационных потоков в залежи.
Метод мобилен, недорог, позволяет получить дополнительную информацию о геологическом строении месторождения
в процессе разработки и имеет широкое применение.
Ключевые слова: неоднородность; скважина; фильтрационные потоки; метод; трассирующие индикаторы.
УДК 622.276.72
ВЛИЯНИЕ СМАЧИВАЕМОСТИ ПОРОДКОЛЛЕКТОРОВ НА КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ
НЕФТИ (с. 49)
А.А. Злобин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел.: (342) 219-83-67.
На представительном статистическом материале проведен анализ смачиваемости пород по основным нефтедобывающим районам Пермского края. Получено, что смачиваемость является сложной комплексной функцией литологофизических характеристик пласта и вязкости нефти. Разработана и опробована экспрессная методика расчета КИН,
которая может быть использована на начальной стадии освоения и разработки мелких залежей нефти при отсутствии
необходимых технологических параметров.
Ключевые слова: статистический анализ; керн; смачиваемость поверхности; гидрофобный; гидрофильный; заводнение; коэффициент извлечения нефти.
УДК 622.276.66:519.24
ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГРП (с. 54)
Владислав Игнатьевич Галкин,
Александр Васильевич Растегаев,
Инна Анатольевна Козлова
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
Исследовано влияние различных геологических показателей на эффективность проведения ГРП в скважинах пластов БВ8 Повховского месторождения, БС102-3 ТевлинскоРусскинского месторождения и АВ1+2 Ватьеганского месторождения. Выполнено и статистически изучено группирование скважин по классам эффективности проведения ГРП.
91
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Установлено, что эффективность ГРП в каждом пласте
определяется и контролируется индивидуальным комплексом геологических характеристик. Обоснован комплекс геологических характеристик для каждого пласта при проведении ГРП.
Ключевые слова: гидроразрыв пласта; статистические
характеристики; эффективность; геологические параметры
и показатели.
УДК 622.276.43:661.3
ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ЩЕЛОЧНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В ПЕРМСКОМ КРАЕ (с. 57)
И.Р. Юшков, А.А. Ерофеев, А.И. Юшков, А.А. Злобин
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
e-mail: [email protected]
В статье приведены обзор и результаты применения щелочного заводнения в Пермском крае в период с 1970 по
2013 г. Метод исследован на залежах высоковязкой нефти в
лабораторных и промысловых условиях, на основании чего
сделан выбор объектов. Проведены опытно-промысловые и
промышленные испытания. Отмечены негативные факторы.
Получены положительные результаты в дополнительной
добыче нефти. Текущий КИН по опытному участку равен
0,597, что выше утвержденного по объекту. Участок находится в разработке.
Ключевые слова: щелочное заводнение; лабораторные
и промысловые исследования; концентрация реагента; расход; повышение нефтеотдачи; контроль за процессом; результаты; осложнения; перспективы.
УДК 622.276.63
ГЛУБИНА КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА В КАРБОНАТНОМ
КОЛЛЕКТОРЕ (с. 64)
Виктор Антонович Мордвинов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected]
На основе уравнения, описывающего стационарный конвективно-диффузионный процесс нейтрализации соляно-кислотного раствора, получены и проанализированы зависимости для определения глубины кислотной обработки вертикальных трещин при гидроразрыве пласта.
Ключевые слова: трещины гидроразрыва; соляная кислота; глубина проникновения.
А.В. Вервекин1, В.М. Плотников1, В.И. Молодило2
Пермский национальный исследовательский политехнический университет1
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected], [email protected];
ООО "ВНИИБТ-БИ"2
[email protected]
В статье рассмотрены некоторые принципиальные эксплуатационные особенности динамических машин и показано влияние субъективного фактора на эффективную работу турбобура. Приведены стендовые характеристики турбин
с изменяющейся и неизменяющейся линиями давления, с
указанием эффективных режимов эксплуатации для каждого типа турбины. На примере работы турбобура с изменяющейся линией давления определено присутствие субъективного фактора при бурении скважины. Выделена проблема определения режимов работы турбобура с помощью применения забойного регистратора.
Ключевые слова: бурение нефтяных и газовых скважин;
винтовой забойный двигатель; дифференциальный перепад
давления; забойный регистратор; турбобур; изменяющаяся
линия давления; стендовая характеристика турбины.
УДК 622.691.4.052.012-843.8
ОЦЕНКА РЕСУРСА РАБОТЫ ЛОПАТОК КОМПРЕССОРА НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ В ДВИГАТЕЛЯХ
ДЛЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ И ГАЗА (с. 69)
А.И. Черняев, В.А. Трефилов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
e-mail: [email protected]
Статья посвящена оценке надежности и прогнозированию ресурса работы компрессорных лопаток в двигателях,
используемых в качестве привода нагнетателя при перекачке нефти и газа. В качестве метода неразрушающего контроля была использована томография. Для расчета надежности применялась структурно-энергетическая теория отказов.
Ключевые слова: перекачка нефти и газа; надежность;
вероятность отказа; структурно-энергетическая теория
отказов.
УДК 622.276.53.054.23:621.67-83
ВЛИЯНИЕ ЧАСТОТЫ ТОКА НА КОЭФФИЦИЕНТ
ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ УСТАНОВОК ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ ПРИ ОТКАЧКЕ
ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ (с. 72)
А.В. Лекомцев, В.А. Мордвинов
УДК 622.243.92
СУБЪЕКТИВНЫЙ ФАКТОР И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ОСОБЕННОСТИ ТУРБОБУРОВ ПРИ БУРЕНИИ
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН (с. 66)
92
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-82-38.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Статья посвящена исследованию влияния частоты тока
электросети на эффективность работы погружных центробежных насосов (ЭЦН) с номинальной подачей 30, 60 и
80 м3/сут в скважинах месторождений Верхнего Прикамья с
повышенным содержанием газа в пластовой нефти. По результатам промысловых инструментальных измерений и
устьевых исследований скважин произведен расчет удельного газосодержания у приема насосов и их коэффициента
полезного действия (КПД) при различной частоте тока питающей сети. Расчетами показано, что увеличение газосодержания приводит к снижению КПД насосов, а рост частоты тока – к ухудшению энергетических показателей работы
насоса на газожидкостных смесях.
Ключевые слова: добывающая скважина; коэффициент
полезного действия; электроцентробежный насос; газосодержание; газожидкостная смесь; частота.
УДК 622.276.53.054.22
К ОЦЕНКЕ ОПТИМАЛЬНОЙ НАРАБОТКИ НА ОТКАЗ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ НА ЧУРАКОВСКОМ
МЕСТОРОЖДЕНИИ (с. 75)
В.В. Поплыгин, В.А. Мордвинов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected]
Рассмотрена динамика изменения затрат на подъем жидкости для штанговых глубинных насосов при эксплуатации
добывающих скважин Чураковского нефтяного месторождения. Для осредненных значений показателей работы скважинных насосов выполнена оценка изменения затрат на
подъем жидкости при изменении сроков замены насоса.
Получена зависимость оптимальной наработки на отказ
штанговых насосов от их коэффициента наполнения.
Ключевые слова: скважина; штанговый насос; износ;
коэффициент подачи.
УДК 622.245.42
АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ДОЛГОВЕЧНОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ ЗА ОБСАДНОЙ КОЛОННОЙ (с. 77)
А.А. Мелехин, Н.И. Крысин, Е.О. Третьяков
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
[email protected]
В статье проведен анализ факторов, влияющих на долговечность работы цементного камня за обсадной колонной
в процессе эксплуатации скважины. Также рассмотрены технические и технологические решения, предлагаемые современными учеными для продления срока службы цементного
камня. Предложены технические решения задач, возникающих при продлении срока службы скважины. На основе
Нефтепромысловое дело 9/2013
проведенного анализа сделаны выводы о необходимости
обоснования реальных критериев оценки качества крепления скважин.
Ключевые слова: скважина; обсадная колонна; тампонажный раствор; срок работы скважины.
УДК 658.382.3:622.276
МОДЕЛИРОВАНИЕ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ
НА НЕФТЯНЫХ ШАХТАХ (с. 82)
Мария Юрьевна Лискова, Игорь Сергеевич Наумов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-80-26,
e-mail: [email protected]
Аварийные режимы связаны в основном с распространением пожарных или иных газов по выработкам нефтяных
шахт, угрожая здоровью работающих. Определение пути
распространения газов необходимо, так как с этим связано
принятие решения об изменении режима вентиляции (реверсивного, нормального или нулевого), способствующего
эвакуации людей из аварийных участков. Разработан аппарат математического моделирования аварийных ситуаций,
связанных с возникновением пожара в шахте. Расчеты выявляют выработки, которые находятся свободными от пожарных газов, и выработки, которые заполняются пожарными газами, что позволяет определить надежные и безопасные пути выхода рабочих из аварийных участков.
Ключевые слова: вентиляционная сеть; главная вентиляторная установка; выработанные пространства; аварийная
вентиляция шахт (рудников); выработка; план ликвидации
аварий.
УДК 681.518.22
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ КОТЕЛЬНЫХ, РАБОТАЮЩИХ ДЛЯ НУЖД
ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ (с. 86)
Максим Николаевич Калугин,
Виктор Александрович Трефилов
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
614000, Россия, Пермский край, г. Пермь, Комсомольский просп., 29,
тел./факс: (342) 219-80-26,
e-mail: [email protected]
Рассматриваются безопасность технологической котельной, работающей для нужд переработки нефти, напряжённое состояние в стенке трубопровода и вблизи стыков. Предлагается использовать оценку напряжённого состояния как
метод непрерывного контроля за опасными участками трубопровода пара.
Ключевые слова: нефть; перегонка нефти; пар; котельная; тензометрия; напряжённое состояние; трубопровод;
авария; модель управления.
93
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Information on the articles
UDC 553.98(470.53)
FORECAST OF OIL AND GAS CONTENT
OF THE VENDIAN COMPLEX IN PERM REGION (р. 5)
Inna Anatolievna Kozlova,
Sergey Nikolaevich Krivoshchekov,
Maxim Alexandrovich Nosov,
Ivan Vladimirovich Sannikov
Perm National Research Polytechnical University
29, Komsomolsky prosp., 614990, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
Vendian deposits in the Perm region are considered potentially promising both in terms of oil and gas generating and oil
and gas accumulating ones. The article presents substantiation
of prospects for oil and gas potential based on a great amount
of pyrolytic, bitumenological and geological indicators. Integrated generation-emigration and accumulation-conservation
criteria are calculated, diagrams of petroleum content potential
of Vendian deposits in Perm region are developed. The performed research resulted in proving the fact of reproducibility of
the developed criteria РГХ и РГ distribution and the real oil and
gas content, thus confirming the authors’ conclusions and providing the reliable forecasts of evaluation of deeply-set Vendian deposits.
Key words: Vendian deposits; statistical evaluation; criteria
distribution diagrams; probabilistic model of oil-bearing; complex criteria; oil and gas potential.
UDC 622.276.031.011.433:532.5
DEVELOPMENT OF THE STATISTICAL FORECASTING MODEL OF PERMEABILITY FACTOR BASED
ON GEOLOGICAL AND TECHNOLOGICAL
DATA (р. 10)
Vladislav Ignatievich Galkin1, Vera Andreevna Silajcheva2
Perm National Research Polytechnic University1
29, Komsomolsky prosp., 614990, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 219-83-67;
"PermNIPIneft", an affiliate of "LUKOIL-Engineering,
Ltd." in Perm2
29, Sovetskaya Armiya str., 614000, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 233-64-15,
e-mail: [email protected],
e-mail: [email protected]
UDC 553.98.061.32
DEVELOPMENT OF PREDICTION MODELS
OF OIL AND GAS POTENTIAL OF Yu2 (Ю2) STRATUM
ON THE BASIS OF GEOCHEMICAL DATA (WITHIN
THE AREA OF "LUKOIL–WESTERN SIBERIA, LTD."
ACTIVITY) (р. 13)
Konstantin Gennadievich Skachek1,
Vladislav Ignatievich Galkin2,
Alexander Vasilievich Rastegaev2
"LUKOIL–Western Siberia, Ltd."1;
20, Pribaltijskaya str., 628486, Kogalym, Tyumen region, Russian Federation,
e-mail: [email protected];
Perm National Research Polytechnic University2
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel./fax: (342) 219-83-14,
e-mail: [email protected]
Influence of geochemical characteristics of oil-source rocks
of try features of Kiterbyut, Laydin, and Leontyev oil-reservoirs
horizons on zonal oil and gas content of Yu2 (Ю2) stratum is statistically proved. Individual and integrated probabilistic-statistical prediction models of oil and gas content of Yu2 (Ю2) stratum
were built on the basis of geochemical data. Assessment of statistical models application for prediction of oil and gas potential
is made.
Key words: oil-source rock; organic matter characteristics;
probability; prediction.
UDC 553.98(571.122)
ANALYSIS OF INFLUENCE OF Yu2 (Ю2) FORMATION
THICKNESS ON ITS OIL AND GAS CONTENT WITHIN
THE AREA OF TERRITORIAL-PRODUCTION COMPANY "KOGALYMNEFTEGAZ"ACTIVITY (р. 16)
Konstantin Gennadievich Skachek1,
Alexander Vasilievich Rastegaev2,
Vladislav Ignatievich Galkin2
"LUKOIL–Western Siberia, Ltd."1
20, Pribaltijskaya str., 628486, Kogalym, Tyumen region, Russian Federation,
e-mail: [email protected];
Perm National Research Polytechnic University2
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel./fax: (342) 219-83-14,
e-mail: [email protected]
Permeability modeling procedure can be referred to problems arising during creation of a three-dimensional model of a
field development. Perfection of filtration model quality leads to
the necessity of accounting hydrodynamic researches of a
layer when adjusting permeability factor value. This article
considers possibility of permeability factor forecasting based
on geological-geophysical researches. The most important characteristics the permeability factor is dependent on are determined by means of the correlation analysis for the fields of the
Bashkir arch. The multidimensional model to predict permeability factor is developed.
Analysis of thickness indicators effect on oil and gas content
of Yu2 (Ю2) formation by means of probabilistic-statistical methods
application is performed. For studies based on the following characteristics of Yu2 (Ю2) formation were used for studying: Yu2
(Ю2) formation total thicknesses, total thicknesses of different
types of rocks in Yu2 (Ю2) formation composition, namely, clay,
silt and permeable. Individual and integrated probabilistic-statistical prediction models of oil and gas content of Yu2 (Ю2) formation are built on the basis of thicknesses’ data. Evaluation of
predictions reliability is performed by means of application of
the developed statistical models.
Key words: permeability; reservoir simulation model; coefficient of correlation.
Key words: oil and gas content; thickness indicators; well;
standard sample; probabilistic-statistical model.
94
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
UDC 622.276.1/.4
GEOLOGICAL SUBSTANTIATION OF THE SYSTEM
OF BS4-5 (БС4-5) FORMATION DEVELOPMENT OF
PRIRAZLOMNY OIL FIELD, BEING IMPLEMENTED
AT PRESENT, AND ASSESSMENT OF THE EFFECTIVENESS OF ITS APPLICATION (р. 20)
Inna Anatolievna Kozlova, Irina Olegovna Maltseva
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel./fax: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected], [email protected]
Experimental sites with different systems of development
due to some specific features of BS4-5 (БС4-5) formation structure are supposed to be identified and tested for implementation of
development system at Prirazlomny field. Consequently, the studies’ objective is to analyze the distribution of filtration-volumetric and geological-physical parameters of reservoirs of BS4-5
(БС4-5) formation along the area and the section in order to justify application of that or other wells pattern and to evaluate the
effectiveness of its implementation. While solving the problems
it was stated that seven-spot inverted wells patterns appear the
most effective system of development. The method of a formation hydraulic fracturing is recommended for application at the
sites where other systems of well placement were implemented
due to some geological reasons. The choice of this method is
justified by its high efficiency of a formation stimulation, i.e.
by significant increase of production rates and duration of
stimulation effect. Thus, the results of the analysis served the
basis for providing recommendations on perfecting the development system of BS4-5 (БС4-5) formation experimental sites
of Prirazlomny oil field by means of application of a formation
hydraulic fracturing.
Key words: filtration-volumetric and geological-physical
properties of a collector; heterogeneity; system of a field development; wells pattern; debit; a formation hydraulic fracturing.
UDC 622.276.4
MODELING OF ENHANCED OIL RECOVERY METHODS IN CARBONATE SEDIMENTS OF SHAGIRTSKOGOZHANSKOE FIELD (р. 24)
Sergey Vladislavovich Galkin, Anna Pavlovna Savelevа,
Alexander Anatolievich Shcherbakov,
Romas Valdasovich Dvoretskas,
DmitryAlexandrovich Kern
efficient of oil flow-rate fall is calculated on hydrodynamic simulator: for radial drilling – 0,95, for acid treatment – 0,91. Radial
drilling is most effective in carbonate sediments of ShagirtskoGozhanskoe field.
Key words: hardly-recoverable oil reserves; modeling of oil
fields development; methods of enhanced oil recovery (EOR);
radial drilling; production well.
UDC 553.98(470.53)
GEOCHEMICAL INDICATORS OF DISPERSED
ORGANIC MATTER (DOM) OF ROCKS AS CRITERIA
OF HYDROCARBON POTENTIAL EVALUATION (р. 28)
Vladislav Ignatievich Galkin,
Inna Anatolievna Kozlova,
Oleg Alexandrovich Melkishev,
Marina Alexandrovna Shadrina
State National Research Polytechnical University of Perm
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
At present the problem of hydrocarbon replenishment becomes a priority in traditional oil and gas producing areas. In
this regard, many researchers consider Riphean deposits of the
Perm region section to be one of the most promising sites. The
article presents statistical analysis of some geochemical indicators of dispersed organic matter (DOM) of rocks, carried out for
Riphean deposits that characterize possibility of hydrocarbons
(HC) generation. The most informative indicators were identified
and individual linear probabilistic models determining their impact on oil and gas content were built. Complex geochemical
criterion was calculated to assess the combined effect of geochemical conditions of sediments accumulation and transformation
of DOM in HC. The diagram showing prospects of oil and gas
content of Riphean thicknesses in the Perm region was built on
the basis of geochemical indicators set.
Key words: Riphean deposits; statistical estimation; probabilistic model of oil-bearing; a comprehensive geochemical criteria; oil and gas potential.
UDC 550.832
LITHOFACIES CORRELATION OF BASHKIRSKY
CARBONATE DEPOSITS ACCORDING TO FIELD
GEOPHYSICAL SURVEYS (р. 32)
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
e-mail: [email protected], [email protected]
O.E. Kochneva, V.N. Koskov
Analysis of application of enhanced oil recovery methods in
carbonate sediments of Shagirtsko-Gozhanskoe field is performed. The reports of flow-rates increase (instantaneous and average annual) served the basis for proposing some classification of
wells which envisages their division into three groups. Based on
the classification, there were selected wells-candidates for carrying out geological-technical interventions. Hydrodynamic modeling of the proposed activities and the prediction of oil production rates is fulfilled by means of "Eclipse 100" software
application.
While calculating prediction variants and taking into consideration deterioration of the bottom zone, the average monthly co-
Kalmiyarsky field was taken as an example for carrying out
litho-facies correlation of Bashkir oil-containing carbonaceous
deposits, based on the data of field geophysical surveys. The
data on heterogeneity of reservoirs-rocks distribution in the
section of productive strata of Bashkirian deposits can be used
to create geological and hydro-geological models of Perm region deposits.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
e-mail: olgakochneva [email protected]; koskov.vn @yandex.ru
Key words: lithology; facies; correlation; Bashkirian deposits; geophysical research.
95
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
UDC 550.832
LITHOLOGICAL LAYERING OF WELLS SECTIONS
AND DETERMINATION OF PHYSICAL PARAMETERS
OF TERRIGENE COLLECTORS OF DEVONIAN
SEDIMENTS BASED ON FIELD GEOPHYSICAL
SURVEY (р. 39)
V.N. Коskov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
e-mail: [email protected]
The article deals with methods of lithological layering of
wells sections of Devonian terrigene sediments based on well
logging data. Some information on determination of calculating
parameters of layers-collectors, based on GIS data and core laboratory studies is presented.
Кey words: well logging; lithology; physical properties;
Devonian terrigene sediments.
UDC 550.83
STUDYING OF FILTRATIONAL FLOWS DISTRIBUTION OF INJECTED WATER IN DEVONIAN SEDIMENTS OF MALO-USINSKY FIELD BY APPLYING
THE TRACING MARKERS METHOD (р. 43)
O.E. Kochneva, A.M. Zvyagin
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 219-83-67,
e-mail: olgakochneva [email protected]
At present there happens premature flooding of wells by injected water leading to reduction of water-flooding efficiency
and requiring application of enhanced oil recovery methods. This
problem can be solved by means of tracer method application,
which is an effective way to obtain information on the nature of
fluid filtration in the inter-well area of a formation and to establish control over filtration flow distribution in a deposit. The
method is mobile, inexpensive and allows getting additional information about the geological structure of a field during its development process and has wide application.
Key words: heterogeneity; well; filtration flows; method;
tracer indicators.
UDC 622.276.72
IMPACT OF ROCK-COLLECTORS WETTABILITY
ON OIL RECOVERY FACTOR (р. 49)
A.A. Zlobin
Perm National Research Technical University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Russian Federation,
tel.: (342) 219-83-67.
Representative statistical data served the basis for performing analysis of rocks wettability in the main oil producing regions of Perm region. Wettability is proved to be a complex function of lithological-physical characteristics of a formation and
oil viscosity. Express-method of calculation of oil recovery factor is developed and tested; this method can be applied at the
initial stage of development and exploitation of small oil deposits, when the required technological parameters are lacking.
96
Key words: statistical analysis; core; wettability of the surface; hydrophobic; hydrophilic; water-flooding; oil recovery
factor.
UDC 622.276.66:519.24
STUDYING OF GEOLOGICAL DATA INFLUENCE
ON EFFICIENCY OF A FORMATION HYDRAULIC
FRACTURING (р. 54)
Vladislav Ignatievich Galkin,
Alexander Vasilievich Rastegaev,
Inna Anatolievna Kozlova
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-83-67,
e-mail: [email protected]
The effect of various geological characteristics on the effectiveness of a formation hydraulic fracturing, carried out in wells
of BV8 (БВ8) formations of Povkhovsky field, BS102-3 formations of Tevlinsko-Russkinsky field and AB1+2 (АВ1+2) formations of Vategansky field is studied. Achieved and statistically studied Grouping of wells according to classes of efficiency of a
formation hydraulic fracturing is performed and statistically studied. It is proved that efficiency of a formation hydraulic fracturing in each formation is determined and controlled by some
individual set of geological characteristics. The set of geological
characteristics is substantiated for each formation during performance of a formation hydraulic fracturing.
Key words: a formation hydraulic fracturing; statistical characteristics; efficiency; geological parameters and characteristics.
UDC 622.276.43:661.3
EVALUATION OF RESULTS OF ALKALINE
FLOODING IN PERM REGION (р. 57)
I.R. Yushkov, A.A. Erofeev, A.I. Yushkov, A.A. Zlobin
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
e-mail: [email protected]
The article presents the overview and results of alkaline
flooding usage in Perm region during the period of 1970–2013.
High-viscosity oil deposits were used for studying of the method
in laboratory and field conditions; the results of the studies served the basis for selection of the objects. Pilot and commercial testing was conducted. Negative factors were stated. Positive results
witnessing additional oil production are got. Current oil recovery
factor of the experimental site equals 0,597, what is higher than
that one approved for the project. The site is now being developed.
Key words: alkaline flooding; laboratory and field researched; reagent concentration; flow-rate; enhancement of oil recovery; control of the process; results; complications; prospects.
UDC 622.276.63
ACID TREATMENT DEPTH OF VERTICAL CRACKS
OF A FORMATION HYDRAULIC FRACTURING IN
CARBONATE RESERVOIRS (р. 64)
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Victor Antonovich Mordvinov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected]
On the basis of management, describing the stationary convection-diffusion process acid neutralize the solution dependences obtained to determining the depth of acid treatment of vertical cracks while performing a formation hydraulic fracturing
are got and analyzed on the basis of the equation which describes stationary convective-diffusion process of neutralization
of hydrochloride acid solution.
Key words: cracks while performance of a formation hydraulic fracturing; hydrochloride acid; the depth of penetration.
UDC 622.243.92
HUMAN FACTOR AND OPERATIONAL FEATURES
OF TURBODRILLS WHEN OIL AND GAS WELL
DRILLING (р. 66)
A.V. Vervekin1, V.M. Plotnikov1, V.I. Molodilo2
Perm National Research Polytechnic University1
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected], [email protected];
"VNIIBT-Drilling tools", Ltd."2,
e-mail: [email protected]
The article considers some principal operational features of
dynamic machines and shows influence of the human factor on
effective turbodrill operation. Test-bench turbine characteristics
with changing and not changing pressure lines, with specification of effective operational modes for each type of turbine are
given. Presence of the human factor while well drilling is defined based on turbodrill operation with the changing pressure
line. The problem of defining of turbodrill operational modes
with the help of downhole recorder is marked out.
Key words: oil and gas wells drilling; downhole screw motor; differential pressure drop; downhole recorder; turbodrill;
changing pressure line; test-bench turbine characteristics.
UDC 622.691.4.052.012−843.8
EVALUATION OF DURABILITY AND RELIABILITY
OF THE ENGINE COMPRESSOR BLADES USED
FOR OIL AND GAS PUMPING (р. 69)
A.I. Chernyaev, V.A. Trefilov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
e-mail: [email protected]
The article is devoted to evaluation of reliability and life
prediction of compressor blades in the engines used as a supercharger drive while oil and gas pumping. Tomography was used
as nondestructive examination method. Structural-energetic theory of failures was applied for reliability calculation.
Key words: oil and gas pumping; reliability; probability of
failure; structural-energetic theory of failures.
Нефтепромысловое дело 9/2013
UDC 622.276.53.054.23:621.67-83
INFLUENCE OF CURRENT FREQUENCY ON EFFICIENCY FACTOR OF ELECTRIC SUBMERSIBLE
PUMPING PLANTS WHILE REMOVING
GAS-LIQUID MIXTURES (р. 72)
A.V. Lekomtsev, V.A. Mordvinov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-82-38.
The article investigates the effect of current frequency of
power supply network on efficiency of electric submersible
pumps (ESP) operation, the nominal capacity of which is 30, 60
and 80 cubic-meter per day in wells of oil fields of the Upper
Kama region, characterized by gas high content in the formation
oil. The results of field instrumental measurements and wellhead
researches served the basis for calculation of specific amount of
gas at a pump intake and efficiency coefficient at different current frequency of power supply network. The calculations witness the fact that gas content increase leads to decrease of a
pump efficiency coefficient, while growth of current frequency
brings worsening of energetic characteristics of pumps operated
by gas-liquid mixtures.
Key words: producing well; efficiency coefficient; electric
submersible pumps; gas content; gas-liquid mixture; frequency.
UDC 622.276.53.054.22
SOME ASPECTS OF EVALUATION OF OPTIMAL
FAILURE INTERVAL OF SUCKER-ROD PUMPS AT
CHURAKOVSKY OIL FIELD (р. 75)
V.V. Poplygin, V.A. Mordvinov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-82-38,
e-mail: [email protected]
The article considers dynamics of cost changes on fluid lifting required for sucker-rod bottom-holes pumps when operating
the wells of Churakovsky oil field. Evaluation of cost changes
on fluid lifting in case of changing the time period of a pump replacement is performed for averaging values of indicators of
sucker-rod pumps operation. Dependence of optimal failure interval of sucker-rod pumps on their admission coefficient is received.
Key words: well; sucker-rod pump; wear; admission coefficient.
UDC 622.245.42
ANALYSIS OF FACTORS AFFECTING THE LIFE TIME
PERIOD OF CEMENT STONE BEHIND A CASING
STRING (р. 77)
A.A. Melekhin, N.I. Krysin, E.O. Tretyakov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
e-mail: [email protected]
97
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
This article analyzes factors affecting operational lifetime
period of cement stone behind a casing string during a well exploitation. Technical and technological solutions offered by modern scientists to prolong the lifetime of some cement stone are
considered as well. Are proposed technical solutions of problems appearing in case of prolongation of a well operational lifetime are proposed. The analysis served the basis for making conclusions about the necessity of argumentation of real criteria required for assessing of a casing string quality.
tions appearing due to fire in oil mines is developed. Calculations reveal mines which are free from fire gases and mines
which are filled with fire gases that allows defining reliable and
safe ways of workers’ evacuation from emergency sites.
Key words: well; casing string; cement slurry; well operational lifetime.
UDC 681.518.22
UDC 658.382.3:622.276
MODELLING OF EMERGENCY SITUATIONS
AT OIL MINES (р. 82)
Maria Yurievna Liskova, Igor Sergeevich Naumov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-80-26,
e-mail: [email protected]
Emergency operations are generally connected with fire or
other gases spreading along oil mines, threatening health of
working people. Definition of gasses spreading way is necessary
for making decision on ventilation mode change (reverse, normal or zero), providing evacuation of people from emergency
sites. The device of mathematical modeling of emergency situa-
98
Key words: ventilating network; the main ventilating installation; worked-out territories; emergency ventilation of mines
(pits); working; accident elimination plan.
GUARANTEE OF SAFETY OF TECHNOLOGICAL
BOILING FACILITIES PROVIDING HEAT REQUIRED
FOR OIL PROCESSING (р. 86)
Maxim Nikolaevich Kalugin, Viktor Alexandrovich Trefilov
Perm National Research Polytechnic University
29, Komsomolsky prosp., 614000, Perm, Perm region, Russian
Federation,
tel./fax: (342) 219-80-26,
e-mail: [email protected]
The article considers safety of technological boiling facility,
providing needs of oil treatment process, as well as the stressed
state in a pipe wall and near joints. It is proposed to use the
evaluation of the stressed state as the method providing continuous monitoring of hazardous parts of a steam pipeline.
Key words: oil; oil refining; steam; boiling facility; strain
measurement; stressed state; pipeline; accident; management
model.
Нефтепромысловое дело 9/2013
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
172
Размер файла
5 932 Кб
Теги
5424
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа