Недропользование

Глины являются сложными полиминеральными образованиями. Свойства глин, в том числе и сорбционные, во многом определяются строением их кристаллической решетки, минеральным и гранулометрическим составом, условиями среды. Минеральный состав глин реализуется в виде энергии на поверхности частиц, а гранулометрический - в виде площади активной поверхности частиц. Эти два комплексных показателя в основном и определяют сорбционную активность глин. Для изменения сорбционной активности глин осуществляют механическую обработку, термическую модификацию и химическую активацию с помощью химических реагентов, таких как кислоты, щелочи, соли, с различной продолжительностью воздействия. В связи с этим осуществлено исследование закономерностей изменения структуры и сорбционных свойств глин, подверженных давлению. Экспериментальные исследования показали, что при обработке каолина давлением в структурном пакете минерала каолинита формируются дефекты за счет удаления из него ионов Al3+, Fe3+/2+, Mg2+, Si4+. При этом давление оказывает максимальное влияние на вынос из пакета ионов Al3+. Образование дефектов при удалении ионов влечет за собой деформацию кристаллической решетки каолинита. Полученные данные по ИК-спектроскопии подтверждают увеличение дефектности (неупорядоченности) структуры каолинита. Выявлено, что при давлениях обработки каолина 0-150 МПа наибольшее влияние на сорбционную активность каолина оказывают рН раствора диффузного слоя частиц Z рН = 73 % и степень дефектности кристаллита Z Мк = 24 %. Площадь удельной поверхности частиц Z Sуд = 1 % и дефектность пакета минерала каолинита Z с = 2 % существенного влияния на сорбцию не оказывают. При давлениях обработки каолина 150-800 МПа наибольшее влияние на сорбционную активность каолина оказывают дефектность пакета минерала каолинита Z с = 74 % и кристаллита Z Мк = 19 %. Площадь удельной поверхности частиц Z Sуд = 3 % и рН раствора диффузного слоя частиц Z рН = 4 % существенного влияния на сорбцию не оказывают.

Осуществлена оценка влияния литолого-фациальных зон на процессы разработки пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Для достижения поставленной цели решаются задачи по определению фильтрационно-емкостных характеристик для каждой литолого-фациальной зоны, произведены анализ влияния фациальной зональности на степень извлечения нефти для пермокарбоновой залежи Усинского месторождения, оценка производительности после проведения пароциклических обработок. В качестве объекта исследования выбрана пермокарбоновая залежь Усинского месторождения, расположенного в Республики Коми. По разработанному формату была сформирована база данных по результатам петрофизического анализа керна, база по эффективности пароциклических обработок за пятилетний период. При определении фациальной принадлежности принята классификация карбонатных пород по Р.Х. Данему с дополнениями Эмбри и Кловена (по преобладанию в известняке структурных компонентов, типу цементирующего вещества, а также их взаимоотношению в породе). На основе вещественного состава породы и структурного параметра были выделены три основные фациальные зоны: карбонатная отмель (зона внутреннего рампа); органогенная постройка (зона среднего рампа); мелководно-шельфовая равнина (зона среднего рампа, частично зона внешнего рампа). Дополнительно можно выделить также такую фацию, как умеренно-глубоководная шельфовая равнина (зона внешнего рампа). В результате проведенных исследований построены графики распределения коэффициента вытеснения от пористости пород, даны рекомендации по определению первоочередных участков бурения по площади. По данным исследования керна в восточной части месторождения хорошо выделяется зона органогенных построек, образование которых происходило преимущественно в средне-позднекаменноугольное и раннепермское время. В северо-западной части месторождения предполагается существование внутреннего рампа с фациями карбонатной отмели. Выбрано размещение скважин первоочередного бурения с тем учетом, что каждый куст эксплуатационного бурения вскрывает фации органогенных построек, обладающих наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами и коэффициентом вытеснения нефти.

Неопределенности исходных данных при создании геолого-гидродинамической модели пласта могут привести к погрешности результатов моделирования и, следовательно, к неверной экономической оценке и перспективе нефтяного или газового месторождения. С целью повышения прогнозной надежности осуществлена оценка влияния исходных параметров гидродинамической модели на прогноз основных технологических показателей разработки на примере турнейского объекта Солдатовского месторождения. В исследовании представлен ориентировочный алгоритм, позволяющий снизить неопределенности и повысить надежность прогноза технологических показателей разработки, полученного с помощью геолого-гидродинамической модели пласта. Алгоритм включает в себя обоснованный выбор исходных параметров неопределенности, оценку степени влияния исходных параметров на гидродинамическую модель пласта с помощью анализа чувствительности, выбор оптимального диапазона изменения параметров неопределенности в результате многовариантной адаптации гидродинамической модели, расчет и анализ многовариантного прогноза гидродинамической модели пласта. Итогом работы является уточнение проектных технологических показателей разработки, оценка рисков неподтверждения прогноза гидродинамической модели, а также рекомендации и предложения по исследованию тех параметров неопределенности, которые оказали наибольшее влияние на расчетные технологические показатели разработки объекта. Как итог представлена блок-схема применяемого подхода с целью обобщения и тиражирования на перспективных и значимых месторождениях нефти и газа. Описываемый подход адаптации модели и расчета прогнозных вариантов в условиях неопределенности исходных параметров модели позволит получить более достоверную и менее субъективную гидродинамическую модель пласта, что, в свою очередь, снизит вероятность неверной оценки перспективы «молодого» месторождения или месторождения, разрабатываемого на ранней стадии.

На современном этапе развития нефтяной промышленности, характеризующемся ростом доли трудноизвлекаемых запасов, количества скважин осложненного фонда, себестоимости добычи нефти и, как следствие, возрастанием требований к точности учета добычи и применения энерго- и ресурсоэффективных технологий разработки и добычи, в условиях необходимости многофакторности оценки перспектив развития активов на передовые роли выходит задача интеллектуализации промысла. В данной задаче прорабатываются вопросы автоматизации процессов и внедрения интегрированных подходов по оптимизации добычи, предупреждения и борьбы с осложнениями, эффективного управления разработкой активов как на оперативном, так и долгосрочном уровне. Комплексным и эффективным инструментом при решении поставленных задач на сегодняшний день является интегрированная модель, под которой понимается модель процесса добычи скважинной продукции (нефть, газ, вода), включающая в себя все элементы производственной цепочки в виде последовательно связанных моделей-компонентов. Интегрированное моделирование эффективно используется в оперативной деятельности ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» и является оптимальным инструментом для решения мультидисциплинарных задач в области разработки месторождений и технологии добычи, транспорта и подготовки нефти и газа (используется программное обеспечение компании Petroleum Experts). Опыт применения интегрированных моделей позволяет говорить о синергетическом эффекте, связанном с необходимостью развития сопутствующих направлений и проявляющемся в росте компетенций специалистов, улучшении качества и увеличении объема исходных данных, улучшении качества отдельных компонентов при их интеграции. Разработанный и обоснованный с применением интегрированных моделей и их отдельных компонентов комплекс мероприятий позволил получить дополнительную добычу нефти более 21,9 тыс. т.