“Атрибутивный анализ данных сейсморазведки Матросовской площади с программном комплексе Hampson-Russell “
А.Р. Ахияруллина, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель канд. техн. наук, доцент Степанов А.В.
E-mail: aigul.ahiarullina@yandex.ru
Матросовская площадь расположена на юго-востоке Татарстана, охватывает территорию Бавлинского района РТ, Абдуллинского и Северного районов Оренбургской области. На Матросовской площади были проведены сейсморазведочные работы методом МОГТ 3D. Прогноз наличия залежей УВ на этапе поисков можно осуществить с помощью атрибутивного анализа данных сейсморазведки.
Сейсмические атрибуты – это как конкретные измерения геометрических, кинематических и динамических характеристик волнового поля, так и различные статистические оценки, полученные с помощью сейсмических данных, то есть некоторые производные от сейсмических данных.
Сейсмические атрибуты извлекают информацию, которая может быть использована для количественной и качественной интерпретации. Некоторые атрибуты, такие как сейсмическая амплитуда, огибающая, среднеквадратичная амплитуда, спектральная величина, акустический импеданс, упругий импеданс и AVO чувствительны к изменениям сейсмического импеданса. Другие атрибуты – пиковая частота и ширина полосы пропускания, чувствительны к толщине слоя.
Оба класса атрибутов могут быть количественно коррелированы с данными по скважинам с помощью многомерного анализа, геостатистики или нейронных сетей. Сейсмические атрибуты, такие как когерентность, кривизна и амплитудные градиенты указывают на изменения сейсмических структур и морфологии. Геологические модели отложений и структурных деформаций в сочетании с принципами сейсмической стратиграфии и сейсмической геоморфологии позволяют качественно прогнозировать геологические фации.
Программный комплекс Hampson-Russell использует в качестве входных данных сейсмические кубы после суммирования. Выходные данные представляют собой информацию о структурах, содержащихся в сейсмических данных. На первом этапе было проведено: анализ и загрузка, привязка сейсмических данных к скважинным. В дальнейшем выполнены расчеты атрибутов методом кратковременных преобразований Фурье и мгновенных атрибутов.
Работа по обработке продолжается. В дальнейшем планируется провести анализ всех видов атрибутов в программном комплексе Hampson-Russell и выявить нефтеперспективные участки Матросовской площади.
“Определение вторичной пористости и анизотропии пластов коллекторов по данным исследований расширенным комплексом с использованием микроимиджеров”
Ш.И. Ахметшин, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель – старший преподаватель Насыртдинов Б.М.
E-mail: ASI1996@icloud.com
В данной работе рассматривается Верхневилючанское месторождение, которое расположено в 110 км на юго-восток от г. Мирный в Ленском районе Якутии.
Целью работы является сопоставление технических характеристик и возможностей различных микроимиджеров (отечественного производства и зарубежных), структурный анализ, оценка трещиноватости, определение направлений максимального и минимального горизонтальных напряжений, а также оценка вторичной пористости.
В настоящее время разработка традиционных месторождений с высокопроницаемыми пластами снижает свои темпы и на их место приходят месторождения с трещиноватыми коллекторами с низкими фильтрационными свойствами. Разрабатывая такие типы месторождений, большее влияние на продуктивность скважин оказывает наличие систем трещин, которые способны обеспечивать гидродинамическую связь между скважинами и с объемом коллектора. В большинстве случаев наибольший вклад вносят «макротрещины», которые имеют размеры более десятков метров. Для диагностирования наличия трещин и их параметров применяется комплексный метод, скважинные измерения на основе ГИС в отрытом стволе c применением достаточно нового исследования- микроимиджера. Методы пластового микро-электрического сканирования за счет высокого вертикального разрешения, сопоставимого с данными керна, и обзорной оценки стенок скважины, позволяют получить уникальную информацию. Полученная информация сопоставлялась с расширенным комплексом скважинных исследований, включающий следующие методы: радиоактивный каротаж, профилеметрию, БК, ИК, резистивиметрию, 5ИК, ГГКп, АК, термометрию, микрокаротаж, инклинометрию, спектральный гамма-каротаж.
Использование большого числа методов ГИС для решения геологических задач по выделению трещиноватых пластов – коллекторов не всегда дают нужного результата из-за малой чувствительности к трещинам. В связи с этим использование материала сканирования становится необходимым условием при обработке исходного материала. В настоявшее время в нефтепромысловой геофизике зарубежные компании для выделения трещиноватых зон активно используют микроэлектрические сканеры. [1]
В итоге, были созданы планшеты с результатами обработки комплекса ГИС и микро-электрического сканирования включающие: структурный анализ, анализ трещиноватости, расчет параметров трещин, оценка состояния ствола скважины.
Список литературы
- Абдуллин Р.Н., Рахматуллина А.Р. Разработка технологии определения структуры пустотного пространства карбонатных коллекторов комлексом ГИС с привлечением данных микросканера (MCI) и многозондового акустического каротажа (MPAL, ВАК-8). Бугульма. 2012.
“Современные подходы к проектированию систем сейсмических наблюдений”
Б.И. Губайдуллин, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель: профессор-консультант Борисов А.С.
E-mail: bul.gubaidullin@yandex.ru
Результативность сейсмических исследований во многом зависит от качества данных полученных на полевом этапе. Характер объектов поиска усложняется, поэтому у разведки и разработки растут требования к разрешенности (амплитудной, частотной, пространственной) сейсмической записи. Нацеленность на решение геологических задач обуславливает пристальное внимание к проектированию работ и выбору оптимальной системы наблюдений.
Сейсморазведка переходит на современные технологии полевых работ, хранения и обработки больших массивов данных. Вследствие этого появилась возможность выполнять большие объемы работ высокой ограниченный период времени. Учитывая значительные объемы регистрируемых данных, необходимо основательно подходить к планированию полевой методики.[2]
Цель работы: обоснование выбора системы наблюдений с учетом современных требований к информативности сейсмических данных.
В данной работе рассматривается ямальский лицензионный участок, который расположен в Ямало-Ненецком автономном округе.
Основная задача выбора системы наблюдений: получение максимума информации о полезных сейсмических волнах при наименьших затратах на производство работ.
Система наблюдений 3D характеризуется следующими параметрами:
- Тип системы–определяется положением пункта приема (ПП) относительно пункта возбуждения(ПВ);
- Шаг ПП – расстояние между соседними ПП на профиле;
- Шаг ПВ – расстояние между соседними ПВ на профиле;
- Минимальное удаление ПП – ПВ (вынос) – расстояние от ПВ до ближайшего ПП;
- Максимальное удаление ПП – ПВ – расстояние от ПВ до самого удалённого ПП;
- Кратность – число раз, которое прослеживается каждая глубинная точка среды в системе наблюдения. [4]
К числу основных характеристик качества сейсмограммы можно отнести понятия “отличная”, “хорошая”, “удовлетворительная”, “брак”. Та или иная характеристика сейсмограммы определяется по результатам анализа атрибутов (параметров) волнового поля, среди которых главными являются: отношение сигнал/помеха; ширина спектра и энергия полезной записи; значение доминантной частоты; доля и интенсивность регулярных волн-помех; значения нижней и верхней частоты спектра и др. [6]
В ходе работы было сделанно:
- Проектирование системы наблюдения 3D высокой плотности;
- Проектирование системы наблюдения 3D низкой плотности;
- Анализ характеристик систем наблюдений 3D низкой плотности и высокой плотности;
- Сопоставление кубов сейсмической информации, полученных с применением двух систем наблюдения.
По результатам работы была выбрана оптимальная система наблюдения для исследования данного участка. Рекомендуется использовать систему наблюдения с параметрами:
- Расстояние между линиями приёма 150м;
- Расстояние между линиями возбуждения 150м;
- Расстояние между пикетами приёма 25м;
- Расстояние между пикетами возбуждения 25 м.
Список литературы
- Боганик Г.Н., Гурвич И.И. Сейсморазведка: Учебник для вузов. Тверь:
- Бондарёв В.И. Основы сейсморазведки: Учебник для вузов. Части I и II. – Екатеринбург: Изд-во УГГА, 2000. – 252 с.
- Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. – М.:Недра, 1980. – 551 с.
- Изд-во АИС, 2006. – 744 с.
- Хаттон Л., Уэрдингтон М., Мейкин Дж., 1989, Обработка сейсмических данных. Теория и практика. Пер. с англ. А. Л. Малкина: М., Мир.
- Херолд Д. Л., Демидов Н. И., 2007, Полевая обработка в реальном времени и оперативный атрибутный количественный анализ качества сейсмических данных: Приборы и системы разведочной геофизики, 3.
- Cordsen A., Galbraith M., Peirce J. Planning Land 3-D Seismic Surveys. Society of Exploration Geophysicists, 2000
- Meunier J. Seismic Acquisition from yesterday to tomorrow. Tulsa, 2011
- Vermeer Gijs O. 3-D Seismic Survey Design: SEG, Geophysical references series No.12. 2002
“Изучение азимута направленности трещин на примере терригенных и карбонатных коллекторов с помощью данных микроимиджеров”
Е.А.Зотова, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель: старший преподаватель Насыртдинов Б.М.
Разведка нефти и газа постепенно усложняется, с ограниченным объемом информации распознавание эффективных пластов и оценка параметров запасов становятся все более сложной задачей. Технология формирования микроизображений (микроимиджеры) может предоставить больше информации о свойствах трещиноватых коллекторов. Данные, полученные после обработки и интерпретации, могут послужить для уточнения геологической и гидродинамической модели среды, стратиграфической корреляции и фациального анализа.
Акустический имиджинг, электрический имиджинг, скважинный акустический сканер, электрическое микросканирование, элементы залегания пластов и трещин, терригенные отложения, карбонатные отложения.
Объектом исследования являются терригенные отложения Парфеновского горизонта газового месторождения А и карбонатные отложения Билирской-юряхской свиты нефтегазового месторождения Б.
Электрический и акустический сканеры позволяют провести структурный анализ, оценку трещиноватости и анализ механических свойств ствола скважины. Направление максимального и минимального горизонтального стрессов определяется направлением распространения техногенной трещиноватости или вывалов стенки скважины соответственно. Техногенные трещины образуются в направлении параллельном направлению максимального горизонтального напряжения, в то время как вывалы – в перпендикулярном (рисунок 1).
Рисунок 1 – Стереограмма простираний трещин, усиленных бурением (слева) и стереограмма направления техногенных трещин и вывалов (справа) в скважине месторождения А.
Полученные в результате данные могут послужить основой для уточнения геодинамической модели.
Список литературы:
- Schlumberger, «FMI Borehole Geology, Geomechanics and 3D Reservoir Modeling», Mark of Schlumberger, 2002
- Schlumberger, «Advanced borehole imaging independent of mud type», Mark of Schlumberger, 2002
“Возможности применения метода спектральной шумометрии в комплексе геофизических исследований скважин для выявления источника избыточного давления в межколонном пространстве скважины”
Р.Р. Лутфуллин, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий,
Научный руководитель: старший преподавательНасыртдинов Б. М.
В условиях стремительного развития технологий в нефтегазовой индустрии неизменными остаются большинство основных задач, выполняемых геофизиками, среди которых можно выделить диагностику технического состояния скважин. Однако данные исследования в виду своей актуальности нуждаются в внедрении новых комплексов геофизических методов, но с минимальными затратами времени и бюджета и с максимальной информативностью.
В данной работе рассмотрены возможности использования комплекса методов барометрии, спектральной шумометрии, высокоточной термометрии и магнитно-импульсной дефектоскопии для выявления избыточного давления в межколонном пространстве (МКП), особенно в газовых и в нефтяных скважинах с высоким газовым фактором, для исключения негативных моментов: неконтролируемый выход газа на поверхность, нарушение работоспособного состояния скважины и наличия риска возникновения аварий. В качестве примера представлены исследования, выполненные в горизонтальной скважине, с небольшим сроком эксплуатации.
Для выявления источника МКП исследование было проведено в виде фонового замера, а затем в режиме ограниченного стравливания давления в МКП и дальнейшего полного стравливания, с целью локализации интервалов движения флюида в МКП и интервалов негерметичности. Для определения положения муфтовых соединений в эксплуатационной и технической колоннах была проведена запись э/м дефектоскопии.
Результаты представлены в виде интерпретации комплексного промыслово-геофизического исследования (ПГИ), исходя из которой была выявлена причина избыточного давления в МКП и определена информативность методов в данных скважинных условиях. При этом высокоточная термометрия, которую принято считать одной из информативных методов, в данном случае оказалась не показательной. Но весьма отличились показания шумометрии, которые диагностируют изменение акустического поля в режимах ограниченного и полного стравливания давления из МКП.
Исходя из проделанной работы можно отметить, применение высокочувствительной скважинной шумометрии при комплексировании с другими методами является рентабельной, и с помощью такого комплекса можно выявить интервалы негерметичности муфтовых соединений колонн. Дополнительный режим (ограниченное стравливание), а затем сравнение данных шумометрии и термометрии, записанных в различных условиях, позволяют восстановить геометрию миграции флюида на поверхность.
“Расширение частотного диапазона сейсмической записи”
М.И. Фаварисов, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель: профессор-ассистент Борисов А.С.
E-mail: maksimka.favarisov@mail.ru
Расширение спектра в последнее десятилетие традиционного свип-сигнала [2], находящегося в диапазоне от 10 до 80 Гц, в сторону высоких частот (ВЧ) ограничивается частотно-зависимым поглощением среды, а расширение в сторону низких частот (НЧ) – механические и гидравлические ограничения вибраторов и высокий уровень волн-помех.
Актуальность данной темы в том, что благодаря увеличению октавности сейсмического сигнала повышается динамическая выразительность [1], и сейсмогеологические комплексы с различными акустическими свойствами более явно выделяются на временных разрезах.
Стоит отметить, что в течение десятков лет возбуждение очень низких частот (ниже 10 Гц) не применялось в вибросейсморазведке [4], как было выше сказано, по причине того, что прежние электрогидравлические виброисточники не могли излучать и контролировать такие частоты. Вместе с тем, обрабатывающие и интерпретационные комплексы программ в прошлом не были приспособлены для обработки низкочастотных данных. В результате технического и технологического прогресса ситуация изменилась в последние 3-5 лет, и теперь нефтяные и газовые компании всё чаще требуют расширить излучаемые сигналы в сторону НЧ вплоть до 1-2 Гц.
Целью работы являлось обработка и обоснование выбора оптимального свип-сигнала на примере опытно-методических работ (ОМР) Приволжского лицензированного участка, расположенного на юге России в Волгоградской области.
По единому графу была проведена обработка материалов ОМР 2D, полученных с четырьмя свип-сигналами: линейный, низкочастотный, широкополосный № 1 (адаптивный тип развертки), широкополосный № 2 (логарифмический тип развертки).
Вследствие необходимости расширения диапазона частот на суммарных разрезах за счет НЧ наиболее приемлемыми являются НЧ-свип и логарифмический. Однако данные свипы значительно отличаются друг от друга в ВЧ-части. Для окончательного выбора управляющего сигнала к полученным разрезам был применен ВЧ-фильтр (60-70Гц) [3].
После фильтрации можно сделать вывод, что при использовании логарифмического свипа временной разрез (именно целевые волны) богаче в области ВЧ.
По результатам амплитудно-частотных спектров временных разрезов наибольшей амплитудой как в области низких, так и в области высоких частот, обладают логарифмический и адаптивный свипы. На основании этого не только увеличивается информативность сейсмического профиля, но и отчетливее становятся сейсмические отражения.
Таким образом, для данных сейсмогеологических условий рекомендован широкополосный сигнал.
Список литературы:
- Жуков А.П., Колесов С.В., Г.А. Шехтман, М.Б. Шнеерсон. Сейсморазведка с вибрационными источниками. – Москва, 2011. – 403 с.
- Жуков А.П., Шнеерсон М.Б. Современные технологии возбуждения сейсмических волн. Приборы и системы разведочной геофизики. Общероссийский ежеквартальный научно-технический журнал, 2013, 3(45), 6-22.
3.Проект «Результаты обработки материалов опытно-методических работ Приволжского лицензированного участка. Сейсморазведочные работы МОГТ-2D на Порговской площади» ООО «ТНГ-Групп», г. Бугульма, 2018 г.
4.Череповский А.В. Наземная сейсморазведка нового технологического уровня. Европейская ассоциация геоученых и инженеров, 2016.
“Структурно-динамический анализ данных сейсморазведки 3D в районе Оренбургско-Жигулевского свода”
А.А. Хайдарова, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель – профессор-консультант, Борисов А.С.
E-mail: ali7569@yandex.ru
Настоящая магистерская диссертация написана по материалам сейсморазведочных работ МОГТ 3D в пределах Соловьевского месторождения Оренбургской области. Сейсмические работы на данной площади выполнялись для уточнения геологического строения Соловьевского нефтяного месторождения и выдачи рекомендаций на проведение дальнейших геологоразведочных работ.
В данной магистерской диссертации автором выполнен, на основе современных сейсмостратиграфических позиций, анализ структурных построений в пределах Соловьевского месторождения Оренбургской области. Рассмотрено геологическое строение исследуемой площади, особенности обработки и интерпретации сейсмических материалов МОГТ 3D. Особое внимание уделено теоретическим основам сейсмостратиграфии, методике проведения сейсмофациального и динамического анализа [1].
Современная сейсморазведка МОГТ, наряду со структурными геологическими задачами, позволяет решать разнообразные проблемы секвенсстратиграфии, фациального анализа и прогнозирования параметров геологического разреза.
Целью сейсмофациального анализа является не просто районирование территории по форме сейсмической записи, а восстановление обстановок осадконакопления и прогноз литофаций с помощью данных сейсморазведки. Сейсмофациальный анализ проводится совместно с интерпретацией данных ГИС, керна и палеофациальным анализом.
При интерпретации данных площадной сейсморазведки, динамический анализ волнового поля позволяет получать [3] информацию о площадном распределении сейсмогеологических свойств в объеме изучаемой геологической среды.
Автором магистерской диссертации выполнена оценка точности структурных построений по 11 отражающим границам в карбоне и девоне. В заключение изложены рекомендаций на проведение дальнейших геологоразведочных работ.
Список литературы:
- Ампилов Ю. П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа. — М.: Спектр, 2008. — 384 с.
- Шериф Р.Е., Грегори П.Р., Вейл Р.М., Митчем мл и др. Сейсмическая стратиграфия, издательство «Мир», Москва, 1982, 375 с.
- Г.Д. Ухлова , В.В. Соломатин , Л.И. Штифанова , Т.И. Чернышова СЕЙСМОФАЦИАЛЬНЫЙ АНАЛИЗ И ВОЗМОЖНОСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЛИТОТИПОВ ПОРОД ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ
- M. Bacon, R. Simm and T. Redchaw 3d Seismic interpretation
- O.Catunwanu Principles of sequence stratigraphy
- Материалы Международной научно-практической конференции. Моделирование геологического строения и процессов разработки – основа успешного освоения нефтегазовых месторождений. Казань, 4-5 сентября 2018 год
- Т.В. Ольнева, В.Ю. Овечкина, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
- Т.В. Ольнева, В.Ю. Овечкина, Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») ОБЪЕКТНО-ОРИЕНТИРОВАННАЯ КОРРЕЛЯЦИЯ КАК НОВЫЙ МЕТОДИЧЕСКИЙ ПОДХОД В ПРОЦЕССЕ ПОДГОТОВКИ ДАННЫХ ДЛЯ СЕЙСМОФАЦИАЛЬНОГО АНАЛИЗА 17 ОКТЯБРЯ 2016
- Ч.Пейтон «Сейсмическая стратиграфия». Из-во «Мир», Москва, 1982.
- Robert E.Sheriff “Seismic Stratigraphy”. International Human Resources Development Corporation, Boston, 1980.
- А.А. Нежданов. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных. Курс лекций, 6. Малярова Т.Н., Иванова Н.А. «Современные методы сейсмофациального анализа на реальных примерах» /Тезисы докладов VIII международной научно-практической конференции Геомодель-2006, (стр.136).
- Pascal Klein and Andy Peloso. Innovative hybrid algoritm designed to enhabce seismic characterization. First Break, June 2006.
- Thierry Coleou, Manuel Poupon, Kostia Azbel. Unsupervised seismic facies classification: A review and comparison of techniques and implementation. The Leading Edge, October 2003
“Определение эффективности применения полимерных растворов на образцах реального керна в условиях, приближенных к пластовым, оценка влияния реагентов на подвижность нефти в пласте и величины коэффициента вытеснения нефти, исследование влияния минерализации воды на вязкость”
А.Р.Ханнанов, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель: заведующий кафедрой Варфоломеев М.А. ;
ассистент Мустафин А.З.
E-mail: khannanov.ai@yandex.ru
В данной работе рассматривается определение эффективности применения полимерных растворов на образцах реального керна в условиях, приближенных к пластовым, оценка влияния реагентов на подвижность нефти в пласте и величины коэффициента вытеснения нефти, исследование влияние минерализации воды на вязкость.
В условиях истощения традиционных запасов углеводородов все большее внимание уделяется объектам с трудноизвлекаемыми запасами. Для того, чтобы повысить продуктивность скважин требуются специальные технологии. На протяжении нескольких лет одним из основных методов разработки нефтяных месторождений в России является полимерное заводнение, которое заключается в увеличении вытесняющей способности воды, в первую очередь за счет добавления в воду различных реагентов. Повышение эффективности полимерного заводнения по сравнению с обычным заводнением связано с тем, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, способный значительно увеличивать вязкость воды даже при низких концентрациях, снижая ее подвижность и тем самым увеличивая коэффициент охвата. Однако не редко встречается проблема полимерного заводнения в карбонатном коллекторе на высокоминерализованном месторождении, поскольку во время такого заводнения не все полимеры могут поддерживать высокую вязкость и не все могут полностью раствориться, поэтому есть риск возникновения конусов обводнения, что влечет за собой недостаточно эффективное вытеснение нефти. Данная проблема существует и на исследуемом месторождении.
Целью работы является проведение лабораторных исследований для оценки эффективности использования полимеров, чтобы выровнять профиль приемистости и ограничить приток воды на Аканское месторождение. Другим важным аспектом исследований было изучение влияния минерализации на растворы полимеров, что может способствовать увеличению коэффициента вытеснения нефти.
Работа состоит из нескольких этапов. На первом этапе были подобраны 5 реагентов, для каждого из которых определены вязкость, реологические параметры, долгосрочная стабильность. В результате исследования были определены агенты, обладающие наибольшей вязкостью.
На втором этапе была проведена статическая и динамическая адсорбция с целью выбора наиболее стабильного реагента.
На третьем этапе были проведены работы процесса фильтрации полимерных растворов через образец нефтенасыщенного керна. На основе результатов первых двух этапов были выбраны химические агенты, продемонстрировавшие наибольшую эффективность. Для выбранных образцов проведена оценка коэффициента вытеснения нефти раствором полимера методом фильтрации через него воды до практически полной обводненности продукции. При этом условия вытеснения нефти были максимально приближены к пластовым.
На основе проделанных экспериментов, был выбран наиболее подходящий полимерный раствор для исследуемого месторождения, который соответствует всем требуемым критериям.
Список литературы:
- Syed Mohamid Raza, Ali M.AlSumati, and Saeed M.Alhassan, the Petroleum Institute. – 2015. – P. 1-30
- Ming Han, Alhassan Fuseni, Badr Zachrani, Saudi Aramco, «the Laboratory Study on Polymers for Chemical Flooding in Carbonate Reservoirs» – 2014. – P. 1-16
3.Xiankang Xin, Gaoming Yu, Zhouyuan Zhu, «Effect of Polymer Degradation on Polymer Flooding in Heterogeneous Reservoirs, August 2018»
- Nawaf Ibrahim Sayedakram Daulat Mamora, «Simulation Study on Surfactant-Polymer Flood Performance in Fractured Carbonate Reservoir»
- Victor Telkov, Improving the efficiency of high-viscosity oils displacing with polymer solutions
“Характеристика сети трещин при построении трехмерных моделей в естественно трещиноватых карбонатных коллекторах”
Родригес Эскаланте Д. Л.
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель м.н.с. Зинюков Р.А.
dlrodrigueze@gmail.com
Построение гидродинамических моделей коллекторов сегодня выделяется в
качестве важнейшего инструмента комплексного управления нефтяными
месторождениями. Возможность визуализации существующей среды в пласте
посредством реализации математических моделей и статистических концепций,
вовлеченных в процесс моделирования, позволяет расширить спектр возможных
используемых технологий и выбрать наиболее экономически привлекательную стратегию добычи углеводородов. Точная характеристика сети трещин играет фундаментальную роль в моделировании пласта (Герриеро и др., 2013), принимая во внимание, что модели, которые описывают гидравлическое поведение трещиноватых коллекторов, придают системам трещины важную роль в контроле проницаемости породы, особенно в коллекторах с низкой пористостью, таких как карбонаты.
В пласте с естественными трещинами наличие параметров трещин обостряет уровень неопределенности в оценке петрофизических переменных и влияет на расчет объемов запасов (Эрихок и др., 2010). Определение атрибутов разрушения, таких как ориентация, апертура и плотность, является ответом на проблему разработки пласта, в которой обычно предполагается, что параметры могут быть легко «переведены» в терминах коэффициентов проницаемости, которые применяются ко всему трехмерному пространству пласт и впоследствии они подвергаются процессу проверки с реальными производственными данными (Ли и др., 2018).
Исследовательская работа объясняет реализацию методологии сети дискретного разрушения (DFN) с целью предоставления полезной входной информации при моделировании трещинных систем с двойной пористостью в модуле динамического моделирования программного обеспечения tNavigator. Более конкретно, цель схем, реализованных здесь, состоит в том, чтобы предоставить эквивалентные параметры, связанные с трещинами (проницаемость, пористость, плотность, размеры блока), основанные на измерениях наклона и азимута наклона для открытых трещин, выполненных в некоторых скважинах, для исследуемого месторождения в Республике Татарстан, где прорывается геологическое образование карбонатов.
Было разработано значительное количество задач и рассмотрены некоторые
соображения, чтобы гарантировать успех этапов оценки DFN. Первоначально контроль качества проводился на загруженной информации, касающейся координат X / Y, траекторий и пределов сетки пласта, а также различения наборов трещин с использованием критериев ориентации и типа, а также распространения информации вычислительным способом установить статистическую связь между плотностью трещин и литологическими фациями. Наконец, качество трехмерного представления сети трещин и геометрической проверки модели развивается путем сопоставления с реальными данными. Процесс калибровки был основан на аналитическом алгоритме повышения масштаба для значений проводимости, необходимых для соответствия проницаемости испытания скважины.
Список литературы:
- Герриеро, В. Модель проницаемости для трещиноватых карбонатных коллекторов. Морская и нефтяная геология. 2013. Т. 40. 115–134 с. (Для журналов)
- Ли, Ю. Теории и практики развития карбонатных коллекторов в Китае. Разведка и разработка нефти. 2018. Т. 45, 712–722 с. (Для журналов)
- Эрихок, О. Нефтесодержащий карбонатный коллектор нефти: Исследование оценки бронирования. Источники энергии. Часть A: Восстановление, утилизация и воздействие на окружающую среду. 2010. 1–2 с. (Для журналов)
“Уточнение методики подбора опорных значений нейтронного гамма каротожа для расчета пористости на примере залежи нефти в отложениях нижнего карбона на западном склоне Южно-татарсткого свода”
Р.Р.Хафизов, магистрант 2 курса
Казанский (Приволжский) федеральный университет,
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Научный руководитель – младший научный сотрудник ИГиНГТ К(П)ФУ Усманов С.А.
В настоящее время большое внимание в нефтяной отрасли Республики Татарстан уделяется построению и обновлению геологических моделей, что зачастую требует переинтерпретации фонда скважин. Актуальность данной работы продиктована необходимостью уточнения расчета пористости по данным радиоактивного каротажа для скважин старого фонда.
| Рис. 1 Сравнение различных кривых пористостей с керновыми данными |
Традиционно расчет пористости на месторождениях нефти в Татарстане производится согласно требованиям Стандарта по интерпретации ГИС «Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан», утвержденного ОАО «Татнефть» посредством применения методики «двух опорных пластов» по данным радиоактивного каротажа. Для этого кривые радиоактивного каротажа нормируются с использованием значений НГК глин и аргиллитов девона, нижнего и среднего карбона в качестве первого опорного пласта, а в качестве второго служат наиболее плотные карбонатные породы верхнефаменского подъяруса.
В случае, когда требуется расчет пористости на скважине, недобуренной до фаменских отложений, используется значение НГК тульского горизонта, умноженное на коэффициент пропорциональности 1,35. В проведенной работе на основе большого количества скважин показано, что данный коэффициент не всегда является оптимальным.
Целью данной работы является тестирование программного алгоритма, разработанного в КФУ, осуществляющего автоматический подбор оптимального коэффициента пропорциональности для сходимости результатов автоматического расчета пористости с интерпретацией специалиста.
В процессе настройки программного алгоритма автором был подобран критерий f, позволяющий производить оценку распределения коллектор/неколлектор на основе предварительного расчета пористости. На основе полученного критерия был программно оценен коэффициент пропорциональности для тестовых скважин и посчитана пористость (рис.1).
Показано сравнение различных кривых пористостей, полученных путем расчета специалистом вручную (кривая HUMAN), «стандартным» методом (кривая 1.35), алгоритмом (кривая FITTED) с керновыми данными (CORE). Полученные результаты показывают достаточно сильную корреляцию между кривой автоматической кривой пористости и вариантом специалиста. Расхождения между обеими кривыми пористости и керном могут быть обусловлены его низким качество качеством.
MAGNETIC MINERALOGY INVESTIGATION OF REFERENCE PERMIAN-TRIASSIC SEQUENCE AT KUZNETSK BASIN, RUSSIA
I.D. Gilmetdinov
Kazan (Volga Region) Federal University
igilmetdinov@gmail.com
Research Supervisor: Assistant Lecturer D.M. Kuzina
Abstract: This work presents the results of a magneto-mineralogical study of the rocks of the Perm/Trias boundary layer selected in the Kemerovo Region. To determine the magnetic minerals and petromagnetic parameters, we carried out: differential thermomagnetic analysis (DTMA) and coercive spectrometry (CS), measurement of magnetic susceptibility.
Keywords: Perm/Trias, magneto-mineralogical analysis, DTMA, coercive spectrometry
Samples were taken in the Kemerovo region, in the exposure of the Babyn Stone River Tom. The length of the section is about 180 meters along the river. The thickness of the deposits is about 164.2 m, 35 layers are allocated. For magneto-mineralogical and paleomagnetic studies, 84 samples were taken, at least one of each layer, if the power is large, then several samples were taken. The rocks in the section are represented by mudstones, siltstones, sandstones with inclusions of clay-carbonate nodules and lenses, coagulation of sulfides and phosphate nodules, etc.
To determine magnetic minerals, the method of differential thermomagnetic analysis and coercive spectrometry was used. For measurements, all samples were ground in an agate mortar to prevent contamination of rocks with magnetic particles.
Normal magnetization spectra up to fields of 1.5 T were obtained using a J_meter coercive spectrometer [1,2], which makes it possible to separately record the residual and inductive magnetizations of samples at room temperature (Fig. 1). The following petromagnetic parameters were determined from normal magnetization curves [3,4]: normal saturation remanent magnetization (Jrs), saturation magnetization minus the paramagnetic component (Js), paramagnetic magnetization in the field 0.5 T (Jp), coercive saturation magnetization force minus the effect paramagnetic component (Bc), coercive force of residual saturation magnetization (Bcr).
| Fig. 1. Coercive spectrometer |
Differential thermomagnetic analysis (DTMA) was carried out using express Curie weights [5] (Fig. 2). Thermomagnetic analysis is based on the study of the dependence of one of the most important magnetic characteristics of ferrimagnetic minerals – the Curie point. When the Curie temperature is reached, the magnetic ordering is destroyed and the ferromagnet becomes paramagnet – this is an important diagnostic sign. The temperature dependence of the inductive magnetization was measured in a field of 0.4 T at a heating rate of 100°C/min. The weight of the sample is not more than 150 mg, which ensures uniform heating of the sample, thereby reducing the influence of the temperature gradient. Magnetic susceptibility was measured on a Agico multifunctional MFKA1-FA kappamost at a frequency of 976 Hz.
An increase in the magnetization in the region of 420 ° С and then a decrease with the Curie temperature at 570 ° С is a characteristic sign of the pyrite content in the sample (Fig. 3a). The presence of pyrite is associated with secondary processes.
| Fig. 2. Express Curie weights |
Due to the transition of a non-magnetic mineral to a more magnetic one upon repeated heating, we observe an increase in magnetization. The main carriers of magnetization are magnetite and hematite (Fig. 3b). According to the section, the magneto-mineralogical composition practically does not change.
| а)
|
b)
|
| Fig. 3. Diagram of differential thermomagnetic analysis. Solid line – integral curves, dotted line – differential. The numbers indicate the heating number, a) – sample of lower part of section, b) – sample of upper part of section | |
Magneto-mineralogical investigations of sedimentary rocks from the Babiy Kamen’section have been carried out. The results of thermomagnetic analysis show that in the lower part of the section pyrite or siderite and occasionally magnetite are present, whereas higher along the section magnetite is the main magnetization carrier. According to the variation of the magnetic susceptibility and NRM intensity the section is also clearly divided into two parts. The lower part is characterized by low values of magnetic susceptibility and NRM. The upper part of the section is characterized by higher values. The magnetic material in the section is represented by both single-domain and multidomain grains.
According to the data of magnetic studies, it is possible to designate the boundary for changing the magnetic parameters at 48 meters from the bottom of studied interval. We may tentatively propose that the P – T boundary is near this level. This suggestion is based on the fact that magnetic properties of rocks should change during (and due to) the Permo-Triassic volcanism. To determine the exact position of the boundary, it is necessary to carry out additional studies, including paleomagnetic ones.
References:
- Nurgaliev D.K., Yassonov P.G., Useful model “Coercitive spectrometer”, patent 81805 registered in the State Register of Utility Models of the Russian Federation on March 27, 2009.Yasonov P.G., Nurgaliev D.K., Burov B.V., Heller F. A modernized coercivity spectrometer // Geologica Carpathica. – 1998. – V. 49, No 3. – P. 224–225.
- Sholpo L.E. Using of magnetism of rocks for solution of geological problems // Nedra, 1977. – P. 182.
- Kruiver P.P., Dekkers M.J., Heslop D. Quantification of magnetic coercivity components by the analysis of acquisition curves of isothermal remanent magnetisation // Earth Planet. Sci. Lett. – 2001. – V. 189, No 3–4. – P. 269–276.
- Burov B.V., Yassonov P.G. Kazan: Introduction to paleomagnetic analysis, Publishing house of KSU, Russia, 1986, p. 167.
