Недропользование

Бассейновое моделирование – это реконструкция геологических процессов, протекающих в осадочных бассейнах, с использованием физико-математического аппарата [1], в частности, в оболочке различного программного обеспечения. Каждый осадочный бассейн требует индивидуального подхода к выбору методики построения геологического каркаса и его последующего наполнения. Это связано с различным тектоническим строением регионов, стратиграфией осадочного чехла, условиями осадконакопления, объемом и количеством нефтегазоносных комплексов, качеством нефтегазоматеринских пород и пр.От уровня изученности и поставленных целей моделирования зависит выбор исходных данных и инструментов прогноза, в том числе по дополнительным исследованиям, – седиментационное моделирование и палинспастические реконструкции. Ограниченность используемой при этом выборки исходной информации существенно влияет на итоговый прогноз нефтегазоносности как на качественном (при недостатке данных по новым слабоизученным территориям), так и количественном (на хорошо изученных районах для уточнения ресурсной базы в пределах лицензионного участка или нового полигона сейсморазведки) уровнях.В контексте особенностей строения территорий Пермского края, Республики Коми и Ненецкого автономного округа (Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции) авторами рассматривается ранее полученный опыт создания бассейновых и седиментационных моделей с обзором важных характеристик и параметров трехмерных моделей. Кроме того, в статье описаны примененные модули и методы анализа и обработки массивов данных при помощи языка Python, позволяющего оптимизировать этап сбора и анализа крупных, регулярно обновляющихся баз геологической информации.

В настоящее время при планировании горизонтальных скважин (ГС) существует ряд неопределенностей, связанных с точностью прогноза распространения коллекторов по стволу скважины горизонтального участка, что во многом определяет целесообразность бурения ГС. Проблема приобретает особую актуальность в условиях постоянного ухудшения структуры остаточных запасов нефти. В конечном счете от точности этого прогноза зависит технико-экономическая успешность бурения.Прогноз распространения коллекторов по длине горизонтального участка, основанный только на геологическом моделировании, не всегда позволяет достоверно определить данную величину.Повышение точности прогноза проходки по коллектору возможно за счет использования дополнительной геологической информации, характеризующей наличие коллектора в горизонтальном стволе скважины. Для решения этой задачи наиболее целесообразно применять вероятностно-статистические методы. В данной работе предлагается использовать вероятность наличия коллектора в горизонтальном стволе скважины (Ркол.), которая определяется как отношение проходки по коллектору (Lкол., м) к общей длине горизонтального ствола (Lгор.ст., м).Геологическими показателями, определяющими наличие коллектора в горизонтальном стволе скважины, являются коэффициенты песчанистости (Кпесч.), расчлененности (Красч.) и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта (Нэфф.н.). На основании фактических данных построеные многомерные статистические модели прогноза значений Lкол.Модели разработаны по данным 471 ГС, пробуренных на территории Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинций.С помощью данного подхода представляется возможность более точного прогноза величины Ркол., что может быть использовано при планировании эксплуатационного бурения горизонтальных скважин и снижает риски бурения неэффективных скважин, улучшается качество проектных решений, а следовательно, повышаются технико-экономические показатели актива.

В настоящее время повышенный интерес к открытию ранее заложенных продуктивных горизонтов на нефтегазовых месторождениях с длительным сроком разработки и к извлечению остаточной нефти приводит к глубокому и тщательному изучению, оценке минералогического состава пород и характеристики литофаций на основе геологических, геофизических, гидрогеологических и других данных.Месторождения банки Дарвин и острова Пираллахи расположены в восточной части Апшеронского полуострова, в северо-западной части Апшеронского архипелага, на антиклинальной зоне Апшеронской банки, банки Дарвин, острова Пираллахи, «Гургандениз».Юго-восточная периклиналь месторождения банка Дарвин граничит с северной частью месторождения острова Пираллахи, и эти два месторождения отделены друг от друга разломом.В исследовательской работе рассмотрены два месторождения, которые относятся к классу месторождений с большим периодом разработки и находящихся на ее последней стадии. Оба месторождения с тектонической точки зрения относятся к сложноструктурным. Несмотря на то что месторождения разрабатываются с прошлого века, они имеют достаточно большой запас нефти. По этой причине являются важными структурно-тектоническое строение месторождений, литофациальный состав, балансовый и извлекаемый запас, параметры разработки. Расположенные рядом месторождения банка Дарвина и остров Пираллахи с литофациальной точки зрения были слабо изучены и исследованы. В данной работе были исследованы типы фаций осадочных пород свит КС, ПК и КаС построены 3D-модели, а также проводились сравнения этих моделей. В итоге изменения наблюдались как по площади, так и по глубине.

На примере северной части Башкирского свода (БС) в пределах Пермского края выполнен зональный прогноз нефтегазоносности на основе комплексирования генерационных, миграционных, аккумуляционных и консервационных показателей. Актуальность исследования обусловлена снижением эффективности геологоразведки в условиях высокой изученности данной территории.Исследование направлено на разработку вероятностной модели для оценки зональной нефтегазоносности путем комплексирования вероятностных оценок процессов генерации и миграции рассеянного органического вещества, зон аккумуляции и консервации залежей углеводородов.Ранее было установлено, что процессы генерации и миграции рассеянного органического вещества в основном определяются величиной битумоидного коэффициента – β, %, и нерастворимого остатка – НО, %. Процесс аккумуляции залежей углеводородов напрямую зависит от абсолютных отметок и мощностей между основными отражающими горизонтами БС. Сохранность залежей углеводородов контролируется гидрогеохимическими особенностями пластовых вод, среди которых ключевое значение имеют минерализация и коэффициент метаморфизации пластовых вод.В рамках данной работы по критериям, характеризующим процессы генерации и миграции аккумуляции и консервации (сохранности) залежей углеводородов (УВ), разработана комплексная вероятность Анализ значений по территориям в пределах контуров месторождений УВ (класс «в контуре») и территориям за пределом контуров нефтегазоносности (класс «вне контура») показал, что данный критерий характеризуется статистически различными средними значениями в классах (0,536 – «в контуре» и 0,424 – «вне контура).В результате сопоставления с критериями, определяющими процессы генерации и миграции , аккумуляции и консервации залежей УВ, установлено, что наибольшее влияние на оказывает аккумуляционный критерий (r = 0,864), затем критерий генерации и миграции (r = 0,355). Критерий сохранности оказывает меньшее влияние (r = –0,146). Анализ распределения значений по исследуемой территории позволил установить, что значения вероятности зональной нефтегазоносности более 0,7 доли ед. характерны для юго-западной части БС, где сосредоточены крупные нефтегазовые месторождения.Разработанная модель демонстрирует достаточно высокую прогностическую способность оценки зональной нефтегазоносности территории БС. Наибольшее влияние на нефтегазоносность оказывают характеристики, связанные с процессами аккумуляции залежей УВ , что подтверждает традиционную концепцию приуроченности залежей УВ к антиклинальным (приподнятым) структурам. Результаты исследования применимы при прогнозирования зон нефтегазонакопления и ранжирования подготовленных структур по очередности ввода в глубокое бурение в целях оптимизации геолого-разведочных работ в Пермском крае.

Изучение чувствительности фильтрационно-емкостных свойств к давлению является актуальной задачей при планировании и эксплуатации природных резервуаров, в которых неизбежно происходит циклическое изменение порового давления. Среди существующих лабораторных методов исследования чувствительности горных пород к давлению имеется ряд недостатков, приводящих к снижению точности прогнозирования проницаемости, особенно при создании всестороннего давления обжима. В работе представлены результаты экспериментальных исследований влияния циклических нагрузок на фильтрационные параметры 3D-аналогов горных пород, изготовленных по SLA-методу печати с заданными параметрами проводимости. Выявлен механизм влияния составной конструкции модели на деформацию канала фильтрации. Возникающий эффект проскальзывания частей 3D-аналогов горных пород приводит к большей степени сужения канала фильтрации в центральной части образца при циклическом приложении нагрузки. Выявлено, что канал, находящийся в центральной части, сжимается в среднем на 60 % больше, чем находящиеся сбоку. Обнаружена зависимость степени деформирования образца от количества циклов нагружения. Выявлено, что при одном цикле нагружения канал, находящийся в центральной части образца, сужается в среднем на 30 % меньше, чем в боковой. При разгрузке каналы в центральной части меньше раскрываются, так как запасенной внутренней упругой энергии недостаточно для преодоления трения и сдвига половинок. Результаты исследования показывают, что составной тип конструкции 3D-аналогов горных пород приводит к превышению деформаций, параллельных площадке соприкосновения над перпендикулярными. Такой тип конструкции имитирует наличие релаксационных трещин, присущих образцам горных пород, извлеченных с больших глубин и подверженных значительным напряжениям в естественных условиях залегания.

Технологическая и экономическая эффективность закачки диоксида углерода (СО2) зависит от многих факторов, таких как источник СО2, способ доставки газа на промысел, способ закачки в пласт, характеристики пласта и нефти и т.д. Поэтому до реализации метода на объектах добычи нефти требуется проведение специальных лабораторных испытаний для условий нефтяных и газовых объектов, определение технологической возможности закачки СО2 и экономической целесообразности.В работе представлены результаты экспериментальных исследований, выполненных в лаборатории моделирования процессов фильтрации и повышения нефтеотдачи кафедры «Нефтегазовые технологии». С использованием кернового материала на примере одного из месторождений Пермского края выполнены фильтрационные испытания по вытеснению нефти газом (смесь СО2 и метана) и совместной стационарной фильтрации нефти и газа через пористую среду породы-коллектора. В рамках исследования выполнялась подготовка керна и флюидов, фильтрационные испытания проводились с использованием современного научного оборудования. Моделирование закачки СО2 в нефтенасыщенные породы осуществлялось на трех разнопроницаемых составных керновых образцах.В результате установлено, что при использовании газа достигаются высокие значения коэффициента вытеснения нефти, обусловленные практически полной взаимной растворимостью газа и нефти. Потенциально это может существенно повысить долю извлекаемых запасов на новых, только вступающих в промышленную разработку объектах при организации на них закачки СО2. Определено соотношение газа и нефти в потоке, при котором наступает полная смесимость. Зафиксированы случаи нарушения равновесия системы «нефть – газ», при которой тяжелые компоненты нефти образуют смолистоподобные осадки, которые кольматируют поровое пространство. Определено содержание нефти и газа в потоке, при которых происходило образование кольматантов.

Эффективность работы нефтяных скважин с низким дебитом после гидроразрыва пласта часто снижается из-за остаточного проппанта и его выноса на ранней стадии, что может привести к его проникновению в насосы и значительному сокращению срока их службы. Регулирование выноса проппанта в таких скважинах остается актуальной проблемой, особенно из-за недостаточного понимания того, как проппант перемещается от забоя скважины к приему насоса. Данное исследование устраняет этот важный пробел в знаниях, представляя новаторские экспериментальные данные о поведении проппанта в условиях низкого дебита – первые данные, проливающие свет на основные механизмы. Используя современные лабораторные модели, воспроизводящие условия после гидроразрыва пласта, мы наблюдаем, что проппант стабильно достигает приема насоса посредством незаметного процесса: несмешивающиеся капли углеводородной жидкости инкапсулируют и транспортируют частицы проппанта вверх. Ключевые результаты включают в себя открытие того, что вязкость несмешивающейся фазы (например, нефти или керосина) не оказывает существенного влияния на транспортную способность капель. Более того, концентрация проппанта во время транспортировки не коррелирует с дебитом скважины, что опровергает общепринятые предположения. Новаторским открытием является роль пузырьков свободного газа: они увеличивают вероятность захвата проппанта каплями углеводородов, причем более высокие объемы газа напрямую связаны с повышенным содержанием проппанта в потоке. Эти выводы подтверждаются промысловыми данными по скважинам с высоким содержанием свободного газа вблизи забоя, где более короткие периоды работы насоса совпадали с предложенным механизмом. Выявив этот процесс транспортировки, исследование закладывает основу для разработки индивидуальных решений по управлению проппантом, открывая путь к повышению долговечности и эксплуатационных характеристик насосов в низкодебитных нефтяных скважинах.

Образование газовых гидратов создает значительную проблему обеспечения непрерывного потока при добыче нефти и газа, особенно в подводных трубопроводах, где низкие температуры (< 290 К) и высокое давление (>5 МПа) создают идеальные условия для их кристаллизации. В исследовании используются экспериментальные и модельные подходы для определения фазового равновесия гидрата метана, основного компонента гидратов природного газа. Контролируемые эксперименты по ступенчатому нагреву (0,3–1 К/ч) в реакторе высокого давления (в диапазоне 50–130 бар) позволили точно определить условия диссоциации с погрешностью температуры ± 0,1 К и точностью давления ± 0,05 МПа. Новая термодинамическая модель, объединяющая уравнение состояния статистической теории ассоциированной жидкости для взаимодействия молекул в цепочке, уравнение кубической ассоциации для учета эффектов водородных связей и теорию гидратов Ван-дер-Ваальса – Платтеу, продемонстрировала исключительную прогностическую способность в диапазоне 280–290 К и 5,5–13 МПа. Ровность модели была подтверждена четырьмя независимыми экспериментальными наборами данных, при этом среднее абсолютное отклонение составило 1,55 % для давления и 0,05 % для температуры при использовании подхода из уравнения кубической ассоциации, что превосходит уравнение состояния статистической теории ассоциированной жидкости в режимах высокого давления. В ходе исследования также изучалось кинетическое поведение с использованием двух экспериментальных методов, при этом метод Б (закачка газа после охлаждения) обеспечивал однозначные измерения времени индукции. Результаты позволили получить важные сведения о динамике образования и диссоциации гидратов, в том числе об определении точек равновесия на пересечении кривых нагрева и охлаждения. Эти результаты способствуют фундаментальному пониманию термодинамики гидратов и предлагают практические инструменты для проектирования трубопроводов, оптимизации эксплуатации и планирования действий в чрезвычайных ситуациях в арктических и глубоководных условиях. Разработанная методология устраняет разрыв между данными лабораторных исследований и практическим применением в полевых условиях, обеспечивая точный прогноз стабильности гидратов в промышленных условиях.

Технология подземного растворения позволяет отрабатывать залежи водорастворимых руд на участках со сложным геологическим строением, где разработка месторождения шахтным способом не отвечает требованиям безопасности.На территории Верхнекамского месторождения калийно-магниевых солей (ВКМКС) продуктивные пласты отличаются небольшой глубиной залегания и повышенной газоносностью. Изучен газовый фактор на этапе проектирования опытно-промышленных испытаний технологии подземного растворения карналлитовой залежи в условиях Верхнекамского месторождения солей. На данном участке планируется к испытанию технология гидровруба с использованием сдвоенной камеры растворения и ступенчатой отработкой залежи. Проведены предварительные оценки возможных газовыделений в подземную камеру растворения. Определен наиболее вероятный компонентный состав газов и их фазовых состояний на каждом этапе испытаний. Выявлено, что преимущественно газовую фракцию будут составлять метан, водород и азот, из которых опасность представляют первые два, обладающие свойством воспламенения. Исследования растворимости газов в рассоле при условиях его нахождения в подземной камере и на поверхности показали, что большей частью газы будут находиться в свободном виде, скапливаясь под кровлей подземной камеры. Значительно меньшая часть их будет растворена в рассоле. Не исключается их нахождение в рассоле и в нерастворителе (дизельное топливо) в пузырьковом виде. Выполнен анализ наиболее вероятных сценариев попадания газов из подземной камеры в гидравлическую сеть поверхностного комплекса рассолодобычи. Возможно поступление растворенных и пузырьковых газов в линию отбора рассола с аккумуляцией в приемных емкостях. Наибольшую опасность представляет собой поступление свободных газов в линию нерастворителя при его извлечении из подземной камеры во время смены эксплуатационной ступени с последующей аккумуляцией в сепарационной емкости. В результате анализа определены участки, которыми целесообразно ограничить распространение газов по трактам гидравлической сети. Разработаны технические барьеры безопасности, которые в совокупности с организационными мероприятиями позволят снизить риски негативных проявлений газового фактора и обеспечить необходимую безопасность ведения работ.