Комплексный анализ анизотропии проницаемости на примере Крапивинского нефтяного месторождения

В ходе исследования было установлено наличие анизотропии горизонтальной проницаемости участка Крапивинского месторождения, проделана её количественная оценка разными методами, смоделирован участок месторождения с учетом величины анизотропии.

Введение ……………………………………………………………………………………………………… 12
1. Геологическая характеристика изучаемого месторождения …………………….. 15
Общие сведения ……………………………………………………………………………….. 15
История разведки месторождения …………………………………………………….. 16
Стратиграфия …………………………………………………………………………………… 18
1.3.1 Доюрские образования ……………………………………………………………….. 19
1.3.2 Мезозойская эра …………………………………………………………………………. 19
1.3.3 Кайнозойская эра ………………………………………………………………………… 21
Тектоника ………………………………………………………………………………………… 22
Обстановка осадконакопления ………………………………………………………….. 24
1.5.1 Фациальный анализ …………………………………………………………………….. 24
1.5.2 Седиментологические предпосылки анизотропии проницаемости .. 30
Нефтеносность …………………………………………………………………………………. 31
2. Предпосылки наличия факта анизотропии на изучаемом месторождении .. 34
Исследования шлифов ……………………………………………………………………… 34
Исследования керна………………………………………………………………………….. 38
Гидродинамические исследования скважин ………………………………………. 41
3. Методика и результаты исследований керна …………………………………………… 44
Петрофизическое обоснование интерпретации данных ГИС ……………… 45
3.1.1 Расчет проницаемости ………………………………………………………………… 47
3.1.2 Расчет водонасыщенности ………………………………………………………….. 47
4. Определения анизотропии проницаемости по ГИС …………………………………. 50
Интерпретация литологии. ……………………………………………………………….. 50
Определение глинистости ………………………………………………………………… 52
Определение пористости ………………………………………………………………….. 52
Расчет проницаемости и водонасыщенности …………………………………….. 53
Определение анизотропии проницаемости по ГИС …………………………… 53
5. Методика и результаты индикаторных исследований ……………………………… 56
Результаты анализа гидродинамических исследований……………………… 56
6. Сравнение анизотропии проницаемости, полученной разными методами .. 61
7. Геологическое и гидродинамическое моделирование с учетом
горизонтальной анизотропии проницаемости ………………………………………………. 63
8. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение … 66
Разработка общей экономической идеи анализа анизотропии
проницаемости …………………………………………………………………………………………. 67
Организация работ по научному исследованию ………………………………… 67
Итоги ……………………………………………………………………………………………….. 74
9. Социальная ответственность ………………………………………………………………….. 75
Профессиональная социальная безопасность…………………………………….. 75
Экологическая безопасность …………………………………………………………….. 81
Безопасность в чрезвычайных ситуациях ………………………………………….. 82
Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности ……. 84
Заключение …………………………………………………………………………………………………. 86
Список использованных источников ……………………………………………………………. 88
Приложение А. Раздел ВКР на иностранном языке ………………………………………. 91

В ходе выполнения работы был выполнен анализ анизотропии
проницаемости, включающий комплекс подготовительных работ по обработке
данных.
Результатом анализа лабораторных данных исследования кернового
материала стали петрофизические зависимости для обоснования интерпретации
геофизических исследований скважин пласта Ю13 юго-западной площадки
Крапивинского месторождения.
На основе интерпретации данных ГИС был проведен анализ
горизонтальной анизотропии проницаемости для средних значений
центрального участка юго-западной площадки Крапивинского месторождения.
Результаты демонстрируют наличие пространственной неоднородности
проницаемости с направление наибольшей изменчивости на северо-запад (юго-
восток). Количественная оценка анизотропии проницаемости по латерали
демонстрирует отношение максимального значения к минимальному, которое
равно практически двум. Полученные данные говорят о высокой величине
неоднородности проницаемости в горизонтальной плоскости.
Данные гидродинамических исследований скважин с использованием
индикаторов позволили также определить наличие горизонтальной анизотропии
проницаемости и оценить направление её наибольшего распространения для
трех участков: северного, центрального и южного. Для всех участков характерно
северо-восточное направление с разными азимутальными характеристиками.
Количественная величина анизотропии находится в пределах 2.1 – 3.2.
По итогу можно сделать вывод, что два источника анализа данных
подтвердили существование анизотропного коллектора на юго-западной
площадке Крапивинского месторождения. Методика количественной оценки
анизотропии проницаемости в латеральном направлении показала свою
результативность на другом объекте исследования.
По данным анализа неоднородности фильтрационно-емкостных свойств
пласта Ю13 были построены разные версии гидродинамической модели –
изотропную и анизотропную. Анизотропная модель демонстрирует лучшую
сходимость с историческими данными. Полученные результаты говорят о
необходимости учитывать разный характер латерального распространения
проницаемости с целью увеличения точности модели, увеличения достоверности
прогноза, и в перспективе – проведения оптимизации работы нагнетательных
скважин.

1. Ayan et al., 1994. Measuring permeability anisotropy: The latest approach. Oilfield
Review, Vol. 6, No. 4, стр. 24-35.
2. Ehlig-Economides, C and Ebbs, D and Meehan, DN. 1990. Factoring anisotropy
into well design. Oilfield Review, Vol. 2, No. 4, стр. 24-33.
3.KevinMcCabe.Analyzinganisotropyinpermeabilityandskin
using temperature transient analysis. 2015
4. Краснощекова Л.А., Меркулов В.П. Петрофизическая неоднородность
коллекторов Игольско-Талового месторождения (Томской области). 2014.
5. Костюченко С.В., Ямпольский В. З. Мониторинг и моделирование нефтяных
месторождений. Томск: НТЛ. 2000
6. Мухарский Э.Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных
месторождений. М.: Недра. 1972
7. Конторович В.А. Тектоника и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских
отложений юго-восточных районов Западной Сибири. – Новосибирск, Изд-во
СО РАН, 2002. – 253 с
8.ПаровинчакК.М.Обоснованиекомплексногоосвоения
нефтегазоконденсатных месторождений Томской области. 2013.
9. Чернова О.С., Жуковская Е.А. Биостратиграфическая характеристика
отложений горизонта Ю-I Крапивинского нефтяного месторождения. 2010 г.
10. Белозеров В.Б., Даненберг Е.Е., Огарков А.М. Особенности строения
васюганской свиты в связи с поиском нефти и газа в ловушках
неантиклинального типа // Перспективы нефтегазоносности югоовостока
Западной Сибири. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 1980. – С. 92–100.
11. Решение VI Межведомственного стратиграфического совещания по
рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских
отложенийЗападнойСибири(Новосибирск,2003).–Новосибирск:
СНИИГГиМС, 2004. – 114 с.
12. Конторович В.А. Мезозойскокайнозойская тектоника и нефтегазоносность
Западной Сибири // Геология и геофизика. – 2009. – Т. 50. – № 4. – С. 461–474.
13. Г.Г. Кравченко, Е.А. Жуковская. Седиментологическая модель верхнеюрских
продуктивных отложений Крапивинского месторождения по результатам
изучения керна. 2010.
14. Е.В. Индаева. Уточненная литолого-фациальная модель пласта Ю13
Крапивинского нефтяного месторождения на основании новых данных по
керну (юго-восток Западной Сибири). 2014.
15. Белозеров В.Б и др. Геологические особенности и перспективы дальнейшей
разработкизалежейнефтиКрапивинско-Двуреченсокойзоны
нефтегазонакопления (предварительные результаты). 2011.
16. Е.Н. Главнова, В.П. Меркулов, Н.Г. Главнов. Сравнительный анализ методик
определения анизотропии горизонтальной проницаемости пласта. 2010.
17. А.И. Чернышов, Г.Г. Кравченко. Петроструктурные особенности песчаных
коллекторов Крапивинского месторождения (Томская область).
18. Меркулов В.П., Краснощекова Л.А. Исследование пространственной
литолого-петрофизическойнеоднородностипродуктивныхколлекторов
месторождений нефти и газа // Известия Томского политехнического
университета. – 2002. – Т. 305. – № 6. – С. 296–303.
19. Быдзан А.Ю., Меркулов В.П. Определение анизотропии горизонтальной
проницаемости для петрофизического моделирования коллекторов нефти и
газа // Современные технологии гидродинамических и диагностических
исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: Матер. IV
научно-техн. конф. – Томск, 2005. – С. 32–37.
20. Шайхиев Д.Р. Закономерности изменения проницаемости коллекторов
горизонта Ю1 Крапивинского нефтяного месторождения. 2014.
21. Коровин М.О. Методика количественной оценки латеральной анизотропии
фильтрационно-ёмкостных свойств терригенных коллекторов на базе
комплексного анализа геолого-геофизических данных. Диссертация на
соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук. 2017г.
22. Геологическое моделирование горизонта Ю1 Томской области. Под
редакцией кандидата геолого-минералогических наук К.Е. Закревского. Томск
2016.