Геолого-технологическое обоснование проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
На правах рукописи
БАТУРИН АНТОН ЮРЬЕВИЧ
ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ
НЕФТЯНЫХ И газонефтяных МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Специальность 25.00.17 – «Разработка и эксплуатация нефтяных
и газовых месторождений»
Автореферат диссертации
на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Тюмень-2007
Работа выполнена в Тюменском отделении
«СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»
Научный руководитель: – доктор технических наук, профессор Грачев Сергей Иванович
Официальные оппоненты: – доктор технических наук, профессор
Лапердин Алексей Николаевич.
– кандидат технических наук
Мулявин Семен Федорович,
Ведущая организация: – Общество с ограниченной ответственностью НПО «Сибтехнефть»
Защита диссертации состоится 05 октября 2007 г. в 9-00 час. на заседании диссертационного совета Д212.273.01 при ТюмГНГУ
по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38
С диссертацией можно ознакомится в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень,
ул. Мельникайте, 72, каб.32
Автореферат разослан 04 сентября 2007 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников
Общая характеристика работы
Актуальность проблемы. В настоящее время не вызывает сомнения высокая технико-экономическая эффективность создания и эксплуатации 3-х мерных геолого-технологических моделей (ГТМ), в том числе постоянно действующих (ПДМ) эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений. Эффективность заключается в увеличении до 10% коэффициента нефтеизвлечения из низкопродуктивных залежей, снижении отбора попутной воды, уменьшении процента неуспешных боковых стволов и ГРП. Таким образом, создание и использование ГТМ и ПДМ позволяют решать актуальные проблемы текущего и перспективного планирования добычи нефти, проектирования, регулирования и анализа разработки, оценки и переоценки запасов углеводородов в недрах, планирования мероприятий по совершенствованию систем разработки и т.д.
Как показывает практика, нефтяные компании (российские не исключение) используют в своей работе западные программные продукты (ПП): организация баз данных – Schlumberger Finder, Landmark Open Work; диспетчер данных – Open Spirit; открытый интерфейс – Schlumberger Ocean, Roxar RMS Open, Paradigm Epos; модули геологического моделирования – Schlumberger Petrel, Roxar JRAP RMS, системы Landmark; модули гидродинамического моделирования – Schlumberger Eclipse, Roxar Tempest More, Landmark VJP. Российские ПП на рынке программного обеспечения (ПО) практически отсутствуют и нефтяными компаниями, исключая ОАО «Сургутнефтегаз», естественно, не могут использоваться.
Из опыта применения западных ПП видны их существенные недостатки, в частности:
– вывод и представление результатов геологического и гидродинамического моделирований (часто не русифицированы) не соответствуют российским нормативным требованиям. Приходится использовать дополнительные программы для оформления результатов моделирования в требуемых форматах;
– невозможность устранять в оперативном порядке недостатки ПП и проводить их совершенствование;
– дороговизна и полная зависимость от поставщиков ПП, в том числе по политическим мотивам.
Актуальность создания отечественных ПП в таких условиях сомнений не вызывает.
Цель работы – повышение эффективности проектирования и освоения месторождений углеводородов созданием отечественных ПП геологического и гидродинамического моделирований на базе АСПР «Техсхема», не уступающих по функциональным возможностям известному зарубежному ПО.
Основные задачи исследований
1. Обоснование рациональных размеров шага сеточной области в плоскостях XY и (XY)Z.
2. Разработка алгоритмов и программ геологического моделирования эксплуатационных объектов нефтяных и газонефтяных месторождений.
3. Разработка алгоритмов и программ ремасштабирования геологической модели в фильтрационную.
4. Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели с использованием промысловой, геофизической и керновой информации.
5. Построение функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа, воды.
Научная новизна выполненной работы
1. Установлены рациональные геометрические размеры области моделирования.
2. Научно обоснован принцип построения 3-х мерных геологических моделей месторождений классического строения на основе деления его стратиграфического разреза на коллектор-неколлектор и формирования базовой модели распределения показаний геофизических зондов.
3. Разработаны алгоритмы геологического моделирования резко фациально-изменчивых продуктивных отложений (на примере горизонта ЮС2); ремасштабирования геологической модели в фильтрационную, обеспечивающие сохранность в фильтрационной модели основных геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежей.
4. Разработан и теоретически обоснован способ перевода абсолютной проницаемости геологической модели в фазовую (по нефти) фильтрационной модели. Научно обоснована и разработана методика построения функций относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти, газа, воды.
Практическая ценность и реализация. Создан комплекс геолого-технологического моделирования (КГТМ), объединяющий в единую технологическую цепочку АСПР (Симулятор) «Техсхема», комплекс программ «Недра», Автоматизированную систему проектирования экономики «АСПЭК».
Основанный на оригинальных алгоритмах и выполненный на персональных компьютерах, КГТМ является полностью отечественным программным продуктом. По функциональным возможностям он не ниже, а по некоторым позициям выше западных ПП. Может быть альтернативой последним.
КГТМ широко применяется в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении исследований и составлении проектных работ, подсчетах запасов и обоснованиях коэффициентов извлечения нефти из нефтяных и газонефтяных месторождений.
На базе КГТМ возможно создать в перспективе поскважинную систему управления выработкой запасов нефти и газа из нефтяных и газонефтяных месторождений.
Апробация результатов исследований. За последние семь лет с применением КГТМ выполнено 29 работ по 25 месторождениям (подсчеты запасов и ТЭО КИН, проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений), в частности: «Технико-экономические предложения по освоению нефтяных и газовых месторождений республики Саха (Якутия)» и Иркутской области (8 месторождений), 2001г. (кстати, маршрут нефтепровода до Тихого океана выбран по маршруту, обоснованному в этих ТЭП); «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Рогожниковского месторождения», 2002г.; «Технико-экономическое обоснование освоения нефтяных месторождений лицензионного участка «Центрально-Хорейверская зона», месторождений им. А. Титова и им. Р. Требса» Ненецкого автономного округа», 2003г. (15 месторождений); «Технологическая схема разработки участка ОПР Центрального блока Талаканского месторождения на период до 2009 года», 2005г.; «Создание геологической модели и подсчет запасов, ТЭО КИН Северо-Юрьевского месторождения», 2007г.; «Обоснование технологии и составление технологических схем ОПР на участках пласта ЮС2 Федоровского и Восточно-Сургутского месторождений», 2007г.
Проектные работы, ТЭО КИН и подсчеты запасов прошли апробацию в ЦКР (ТО ЦКР) Роснедра, ГКЗ Роснедра.
Положения геологического моделирования вошли в «Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений», утвержденные Министром природных ресурсов Российской Федерации от 21.03.2007 №61; проект национального стандарта Российской Федерации «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки», 2007г.
Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 13 печатных работах и одном авторском свидетельстве об официальной регистрации программ для ЭВМ в РОСПАТЕНТе РФ.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Общий объем работы составляет 122 страниц печатного текста, в том числе 5 таблиц, 53 рисунков. Список публикаций включает 46 источников.
Содержание работы
Во введение отмечается, что при разработке нефтяных и газонефтяных месторождений Российской Федерации нефтяные компании (российские в том числе не исключение) используют западные программные продукты геологического и гидродинамического моделирований.
Создание отечественных ПП геологического и гидродинамического моделирований является задачей актуальной и целью диссертации.
В первом разделе отмечено, что согласно отраслевым нормативным документам, проектирование систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений должно проводиться в настоящее время с применением геологических и фильтрационных моделей эксплуатационных объектов месторождений. И те и другие являются чрезвычайно сложными математическими моделями (программными продуктами – ПП), реализуемыми на мощных электронных вычислительных машинах.
В силу объективных обстоятельств, западные ПП в настоящее время существенно более продвинуты по сравнению с российскими. И поэтому именно западные ПП используют нефтяные компании (российские в том числе) в своей работе.
Исключение составляет отечественный симулятор для гидродинамического моделирования АСПР «Техсхема», разрабатываемый и поддерживаемый В.П. Майером и Ю.Е. Батуриным. Начиная с семидесятых годов прошлого столетия и до прихода в регион западных нефтяных компаний, все месторождения Западной Сибири, включая гигантские Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Лянторское и др. были запроектированы с его применением. В настоящее время им пользуется, в основном, ОАО «Сургутнефтегаз».
Группа компаний «TimeZYX» начала работу по созданию отечественных ПП. Используя наработки разных организаций и исследователей России, группа начала формировать технологическую цепочку моделирования, включающую модули: геологическое моделирование – «Сейсморазведка», «Петрофизика», «ГИС», «Корреляция», «Геология»; гидродинамическое моделирование – «Ремасштабирование», симулятор «МКТ». В реальном проектировании и разработке месторождений цепочка пока не используется.
В настоящее время АСПР «Техсхема» дополнена разработанным нами комплексом программных продуктов (АСПР «Недра»), формированию модулей которого посвящены последующие разделы работы. Комплекс геолого-технологического моделирования «Техсема» – «Недра» апробирован в течение семи лет при выполнении проектных работ, подсчетах запасов и ТЭО КИН многих месторождений России.
Во втором разделе представлены разработанные автором методики построения трехмерных геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений на базе сейсмической, промыслово-геофизической и петрофизической информации.
Изложены этапы построения ГМ пластов классического строения (под классическим понимается строение большинства продуктивных пластов месторождений Западной Сибири, залежи углеводородов которых приурочены к терригенным коллекторам ловушек УВ самого распространенного пластово-сводового, иногда литологически ограниченного типа, при этом выделение и детальная корреляция самих эксплуатационных объектов никаких затруднений не вызывает).
На первом этапе, в зависимости от типа залежи, ее строения, объема и равномерности распределения исходной информации, обосновывают линейные размеры сеточной области в плоскости XY.
Общие границы области моделирования от внешних контуров месторождения проводятся с учетом пьезопроводности продуктивных пород таким образом, чтобы заданные при гидродинамических расчетах краевые условия не влияли на процесс разработки залежи. Для низкопроницаемых пластов (Кпр менее 0.01 мкм2) – это порядка 1-2 км, для средне- и высокопроницаемых – 5-15 км. В случае наличия естественных линий литологических замещений (выклиниваний и/или дизъюнктивных нарушений) внешние границы расчетной области проводят по ним.
На втором этапе выбирают шаг сеточной области в плоскости XY. В работе, по результатам проведенных исследований, показано, что в зависимости от геолого-физических условий залежей и применяемых плотностей сеток скважин, при выполнении проектных работ шаг сетки как в ГМ (с точки зрения точности подсчета запасов нефти), так и в ФМ (с точки зрения точности расчета технологических показателей разработки) варьирует в диапазоне 30-100 м, т.е. примерно соответствует радиусу зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин. Он и рекомендуется в качестве шага сеточной области в плоскости XY.
На третьем этапе выбирают шаг ГМ по оси Z согласно схеме приведенной на рис. 1.
В авторском алгоритме реализован принципиально новый подход, обеспечивающий отсутствие ситуаций осреднения ФЕС между коллекторами и неколлекторами за счет их отдельного картирования, что, в свою очередь, приводит к увеличению расчетных слоев детальной модели в два раза.
Преимущества:
во-первых, зная номера слоев и их принадлежность к коллектору или неколлектору, уже на стадии формирования детального структурного каркаса месторождения становится возможным контролировать интегральные величины общей и эффективной толщины продуктивного пласта, его коэффициенты расчлененности и песчанистости, т.е. важнейшие геометрические параметры неоднородности;
во-вторых, всегда будет достигаться практически полная визуальная и численная идентичность между картами подсчетных параметров, полученными в результате «сложения» 3D модели в 2D вид, и аналогичными картами, строящимися в процессе подсчета запасов углеводородов общепринятым интегральным способом, т.е. запасы в модели всегда будут соответствовать числящимся на государственном балансе и выступать в качестве корректной геологической основы при выполнении проектных работ;
в-третьих, разработанный алгоритм упрощения детальной геологической модели, базирующийся на излагаемой системе моделирования, позволяет максимально точно перенести характеристики исходной ГМ на более грубую фильтрационную модель.
Геологические модели формируются в виде двух наборов информационных «кубов»: базового и дополнительного.
 Рис. 1. Формирование детального структурного каркаса объекта моделирования |
Базовый набор состоит из: детального структурного каркаса месторождения, «куба» коэффициента открытой пористости, «кубов» коэффициентов начальной газо- нефтенасыщенности, «куба» коэффициента абсолютной проницаемости по газу.
Дополнительный набор может состоять из: «кубов» коэффициента остаточной водо- нефтенасыщенности, «куба» литотипов продуктивных пород, «куба» коэффициента сжимаемости породы или других механических свойств (коэффициента Пуассона, модуля Юнга, пределов прочности породы на сжатие и разрыв), «кубов» показаний геофизических зондов (пс, гк, п и т.д.).
Структурный каркас месторождения изображен на рис. 1.
Построенный структурный каркас заполняется далее фильтрационно-емкостными и литологическими свойствами отложений, «насыщается» флюидами в следующей последовательности по схеме, приведенной на рис. 2.
Рис. 2. Формирование “кубов” фильтрационно-емкостных свойств
объекта моделирования
Имея базовый набор «кубов» геологической модели и используя полученные лабораторным путем численные зависимости каких-либо других параметров (например Кон=f(Кнн), Кow=f (Кпр), Кsgm=f(Кп), где Кон – коэффициент остаточной нефтенасыщенности, Кow – коэффициент остаточной водонасыщенности, Ksgm – коэффициент сжимаемости породы и др.), возможно получить любой комплект дополнительных 3-х мерных распределений свойств объекта моделирования.
Разработана и апробирована методика построения ГМ фациально-изменчивых пластов на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода.
В основе методики лежит учет полифациальности продуктивных отложений, обусловленной различными обстановками осадконакопления (генезиса): континентального, морского и смешанного типов.
Для понимания сути предлагаемой методики рассмотрены особенности изменчивости аллювиальных отложений современной речной долины, детальное изучение которой позволяет выявить закономерное изменение состава отложений аллювия от крупно зернистых фракций вблизи русла до мелкозернистых (глинистых) вблизи бортов долины, а значит можно предположить, что и фильтрационно-емкостные свойства погребенных пород будут иметь такой же характер изменчивости (лучшие в центре, худшие на краях).
Далее делается предположение, что всё многообразие фациальных условий (полифациальность) осадконакопления в конечном итоге можно так или иначе отождествить (по форме и фильтрационно-емкостным свойствам) с типами аллювиальных отложений и задача построения геологической модели горизонта ЮС2 сводится к численной 3-х мерной геометризации фильтрационно-емкостных свойств аллювильных отложений с обеспечением их «смешанности».
Расчет геометрии русла производится на основе анализа скважинной информации и зависимости пористости от расстояния.
Каждый тип отложений площадью 
геометрически расположен на определенном расстоянии от оси русла 
и имеет свою зону распространения, (рис. 3).
Разделив 
на 
(общая площадь отложений речной долины), получим долю каждого типа аллювия 
в речных отложениях.
(1)
Линейная зависимость подразумевает, что максимальной пористостью обладают породы, расположенные в центральной части русла, а наименьшей – вблизи коренного склона.
В результате решения задачи минимизации полилинии (под которой понимается основное русло), задавая ширину реки и с учетом линейной зависимости пористость–расстояние, формируется один слой «куба» пористости. Для следующего слоя задача построения полилинии решается независимо от результатов, полученных для предыдущих слоев. В заключении происходит «склейка» всех слоев в собственно «куб» открытой пористости.
Задавая на начальном этапе численное значение ширины реки 
и её геометрический фактор кривизны, в предложенном алгоритме можно «настраивать» итоговую модель на необходимые значения балансовых запасов нефти, геометрические параметры залежи и средние значения фильтрационно-емкостных свойств объекта моделирования.
Применение метода последовательного Гауссового моделирования (SGS) позволяет окончательно добиться формализации смешанного литофациального строения горизонта ЮС2.
Последняя стадия построения ГМ – формирование модели насыщения резервуара флюидами, (рис. 4), согласованное с «кубом» пористости.
Оценки достоверности созданной геолого-математической модели производятся (в силу «фрагментарности» и нестандартного алгоритма создания) на основе сопоставления только численных значений основных геолого-физических характеристик объекта моделирования: эффективной толщины, эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, расчлененности.
В итоге:
– созданная по предложенной методике 3-х мерная геологическая модель, по крайней мере, адекватна информации, полученной по скважинам и отображает сложное строение горизонта ЮС2;
– модель может использоваться в качестве геологической основы без процедуры её упрощения при проектировании разработки и обосновании более эффективных технологий нефтеизвлечения.
Методика построения трехмерной ГМ фациально-изменчивых пластов с некоррелируемыми разрезами скважин, основанная на стохастическом принципе задания параметров модели в межскважинном пространстве, апробирована также на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода. В местах расстановки скважин параметры ГМ и скважин совпадают.
В третьем разделе приведено описание формирования фильтрационной модели из геологической, состоящего из:
1 – Методики ремасштабирования геологической модели в фильтрационную.
Основная задача Upscaling состоит в том, чтобы при многократном уменьшении количества ячеек сохранить детальную геологическую «сущность» модели, под которой следует понимать набор общепринятых основных геолого-физических, фильтрационно-емкостных и геометрических характеристик залежи (объекта моделирования), а именно: коэффициенты открытой пористости, проницаемости, начальной газо- нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности, остаточной газо- нефтенасыщенности, остаточной водонасыщенности; толщины общая, эффективная, эффективная газо- нефтенасыщенная; площадь газо- нефтеносности; начальные балансовые запасы нефти, газа.
Не останавливаясь подробно на алгоритме ремасштабирования, отметим, что вся процедура «Upscalling» проводится в три этапа, основным требованием на каждом из которых является «запрет» ситуаций размывания прерывистости коллекторских свойств вследствие объединения слоев коллекторов со слоями неколлекторов.
На первом этапе осуществляется переход от трехмерной геологической модели к ее двухмерному (по оси Z) представлению («кубы» исходной модели «раскладываются» на столбцы из набора ячеек с индексами i, j по осям X, Y соответственно и переменным индексом k – по оси Z. 
, где n – количество слоев 3D ГМ по оси Z. Каждый столбец «развертывается» на четыре набора данных (по числу ребер ячейки), содержащих информацию о длине ребра каждой ячейки столбца и ее геологических параметрах.
На втором этапе проводится Upscalling геометрии двухмерного представления по оси Z (
– при моделировании пласта в стратиграфических границах и 
– при моделировании пласта в границах коллектора, где 
– количество расчетных слоев по оси Z, 
– средний для залежи коэффициент расчленения. При 
слои 
формируются из сложения слоев – коллекторов со слоями коллекторов и слоев – неколлекторов со слоями – неколлекторов. При 
вводят «фантомные» слои с нулевой толщиной).
На третьем этапе осуществляется переход от двухмерного представления в упрощенное трехмерное (трансформируются как геометрия сеточной области, так и параметры модели).
В таблице 1 и на рис. 5 представлены из проектного документа по Назаргалеевскому месторождению результаты определения основных параметров эксплуатационного объекта по данным скважин, детальной и ремасштабированной ГМ. Видно, что погрешности определения параметров на моделях не превышают погрешностей определения параметров стандартными методами.
2 – Методики формирования в фильтрационной модели на базе ГМ начальной фазовой проницаемости по нефти с использованием промысловой, геофизической и керновой информации.
Ряд исследователей (С.Н. Закиров, И.С. Закиров) предлагают строить ГТМ и ПДМ на базе «куба» начальной фазовой проницаемости по нефти. Автор также придерживается этой точки зрения. Ниже излагается предложенная автором методика построения ГМ и ФМ на основе этой концепции.
На эксплуатационном объекте подбирается совокупность 
вертикальных (вертикально-наклонных) скважин, расположенных, как правило, в ЧНЗ, в которых проведены гидродинамические (ИД, КВД, КВУ) исследования и получены надежные определения скин-факторов 
и коэффициентов продуктивности 
.
На первом этапе «куб» коэффициентов абсолютной проницаемости ГМ, полученных с использованием керновой и геофизической информации, переводят в «куб» коэффициентов фазовой проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды (начальной фазовой проницаемости по нефти). Для этого в каждой скважине совокупности 
известными методами находят: работающие эффективные нефтенасыщенные толщины (
), радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления (
), радиус скважины (
), средневзвешенные по 
коэффициенты абсолютной проницаемости 
, коэффициент начальной фазовой проницаемости по нефти
Таблица 1. Оценка корректности фильтрационной модели
| Параметр | По данным скважин | Детальная геологическая модель | Фильтрационная модель | ||||||
| min | max | средн. | min | max | средн. | min | max | средн. | |
| Коэффициент пористости (Кп), % | 16.2 | 24.8 | 22.6 | 16.2 | 24.8 | 22.5 | 16.2 | 24.8 | 23.2 |
| Коэффициент проницаемости (Кпр), мД | 1.1 | 360 | 163 | 1.5 | 360 | 184 | 1.5 | 360 | 177 |
| Коэффициент начальной нефтенасыщенности (Кнн), % | 29.1 | 78.9 | 59.7 | 31 | 78.6 | 59.6 | 0.17 | 78.5 | 50.5 |
| Эффективная толщина (Нэф), м | 1.4 | 13.8 | 7.7 | 2.3 | 15.3 | 7.7 | 3.1 | 16 | 7.7 |
| Эффективная нефтенасыщенная толщина (Ннн), м | 1.0 | 11.3 | 4.2 | 0.04 | 11.3 | 4.2 | 0.89 | 12.7 | 4.9 |
| Общая толщина (Ноб), м | 10.2 | 32.8 | 14.02 | 10.2 | 31.4 | 14.7 | 10.2 | 31.4 | 14.7 |
| Коэффициент песчанистости (Кпес), д.ед. | 0.7 | 1 | 0.55 | 0.2 | 1 | 0.565 | 0.2 | 1 | 0.56 |
| Коэффициент расчлененности (Крас), д.ед. | 1 | 13 | 4.3 | 6 | 17 | 11.8 | 1 | 5 | 4.6 |
| Коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кон), % | Определяется на керне | 25 | 35 | 28 | 0.10 | 33 | 24 | ||
| Коэффициент остаточной водонасыщенности (Ков), % | Определяется на керне | 28 | 52 | 34 | 24 | 50 | 30 | ||
| Площадь нефтеносности (S), тыс.м2 | 72647 | 71045 | 71012 | ||||||
| Начальные балансовые запасы нефти (Qбал), тыс. т | 29882 | 29747 | 29586 | ||||||
Рис. 5. Результат применения авторского алгоритма ремасштабирования
детальной геологической модели на примере «куба» начальной нефтенасыщенности: а) геологическая модель, б) фильтрационная модель.
, (2)
где 
– вязкость нефти в пластовых условиях.
Определяют средние по 
и 
и переводной коэффициент 
:
(3)
Умножая 
на «куб» абсолютной проницаемости ГМ, получают «куб» начальной фазовой проницаемости по нефти.
На втором этапе учитывается наличие в скважинах 
скин-фактора путем умножения «куба» начальной фазовой проницаемости по нефти на величину 
,
где 
(4)
Таким образом, перемножив «куб» абсолютной проницаемости ГМ на коэффициенты 
и 
, получаем «куб» начальной фазовой проницаемости по нефти ФМ.
На третьем этапе корректируют в ФМ коэффициенты продуктивностей скважин (не входящих в 
) путем их деления на 
(в случае проводки скважин на репрессии). Если скважины бурятся на депрессии, корректировка не проводится.
3 – Методики формирования важнейших параметров фильтрационной модели – функций относительных фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти, газа, воды, основанной на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой.
В геологической модели, абсолютная проницаемость ячеек в которой переведена в начальную фазовую проницаемость по нефти, определяют эффективную проницаемость 
каждого проницаемого прослоя ГМ
, (5)
где 
, (6)
, (7)
, (8)
– количество ячеек в слое i ГМ;
– проницаемость ячейки j в слое i;
– объем j ячейки в слое i.
Находят показатель послойной неоднородности ГМ 
, (9)
где 
, (10)
, (11)
– количество проницаемых слоев в ГМ;
– средняя толщина проницаемого слоя i в ГМ.
После ремасштабирования геологической модели в фильтрационную аналогично выше описанному определяют показатель послойной неоднородности фильтрационной модели
.
Зная 
и
, определяют потерю неоднородности 
от ремасштабирования ГМ.
, (12)
Поскольку в практической работе используются только двух или трехмерные ГФМ, в которых учитываются неоднородности фильтрационных потоков, обусловленные зональной неоднородностью продуктивных отложений и геометрией размещения нагнетательных скважин среди добывающих, даются следующие рекомендации по выбору общего показателя вариации проницаемости:
– в случае использования в качестве фильтрационной детальной геологической модели 
=0.02;
– в случае использования в качестве фильтрационной модели двухмерной геологической – 
;
– в трехмерной ГФМ, полученной путем ремасштабирования ГМ, 
.
Излагаемый ниже способ построения ОФП основан на идеях В.П. Майера. Исходной информацией для построения ОФП являются:
– коэффициенты вариации проницаемости 
в системах “нефть-вода”, “нефть-газ”, “газ-вода”;
– ОФП по нефти при: единичной нефтенасыщенности; остаточной водонасыщенности и нулевой газонасыщенности; остаточной газонасыщенности и нулевой водонасыщенности;
– ОФП по воде: единичной водонасыщенности; остаточной нефтенасыщенности и нулевой газонасыщенности; остаточной газонасыщенности и нулевой нефтенасыщенности;
– ОФП по газу при: единичной газонасыщенности; остаточной водонасыщенности и нулевой нефтенасыщенности; остаточной нефтенасыщенности и нулевой водонасыщенности.
Распределение проницаемостей должно удовлетворять условиям:
; 
; (13)
Соответствующие ОФП для двухфазной системы в параметрической форме имеют вид:
– насыщенность подвижного объема вытесняемой фазой i:
, (14)
– ОФП вытесняемой фазы i
, (15)
– ОФП вытесняющей фазы j
, (16)
При всей теоретической привлекательности способа реализовать его в чистом виде в настоящее время крайне трудоемко в силу большой продолжительности лабораторных экспериментов по фильтрации на керне трех фаз (нефти, газа, воды). Построить трехфазные ОФП представляется возможным по результатам определения ОФП в двухфазных системах: вода-нефть, вода-газ, газ-нефть. При этом сами функции фазовых проницаемостей строить не обязательно. Достаточно найти насыщенность в критических точках В, С и относительную фазовую проницаемость по вытесняющему агенту в точке D, см. рис. 6а, 6б, 6в.
Отрезок ZB на рис. 6а и 6б характеризует остаточную (критическую) водонасыщенность; на рис. 6в – остаточную (критическую) газонасыщенность. Отрезок CF на рис. 6а и 6в характеризует остаточную нефтенасыщенность; на рис. 6б – остаточную газонасыщенность.
Величины остаточных нефте-, газо- водонасыщенностей находят по результатам проведения лабораторных потоковых экспериментов. Местоположение точек B и C на оси ZF уточняют по результатам адаптации ГФМ к фактическим показателям разработки эксплуатационного объекта.
Отрезок CD характеризует ОФП по вытесняющей фазе при остаточной величине вытесняемой фазы. Его также определяют по результатам проведения лабораторных потоковых экспериментов. В практической работе, учитывая трудоемкость и продолжительность проведения лабораторных потоковых экспериментов, его находят по формуле
, (17)
где 
– коэффициент вытеснения нефти водой.
Среднестатистическое значение показателя “n” в формуле (17) равно “трем” (
). В зависимости от геолого-физических условий залежи и свойств флюидов значение показателя может быть как больше, так и меньше трех.
При адаптации ГФМ к фактам разработки он используется в качестве управляющего параметра.
Рис. 6. ОФП при вытеснении: а – нефти водой; б – газа водой; в – нефти газом Sw, Sg – насыщенности водой, газом; Kro, Krw, Krg – относительные фазовые проницаемости по нефти, воде, газу
Формула (17) с успехом может применяться также при вытеснении нефти газом, водогазовыми смесями, при физико-химическом воздействии, при вытеснении газа водой и др.
Форма зависимостей ОФП, как видно из изложенного, определяется показателем неоднородности 
. На рис. 7а–7в приведены для примера ОФП по нефти и воде по одному из месторождений Западной Сибири.
Трехфазные функции ОФП в любых точках трехфазного фильтрационного поля вычисляются в АСПР “Техсхема” путем интерполяции значений попарных двухфазных ОФП “газ-нефть”, “вода-нефть”, “вода-газ”. На рис. 8 схематически изображена область трехфазной фильтрации как при вытеснении нефти – водой, нефти – газом, газа – водой, так и при вытеснении нефти водогазовым и физико-химическим воздействием.
Рис. 7. Относительные фазовые проницаемости по нефти и воде при V2:
а- 0; б – 0.2; в – 1.6
Рис. 8. Область трехфазной фильтрации
Из изложенного видно, что предлагаемый способ построения ОФП в геолого-фильтрационной модели:
– учитывает особенности фильтрации флюидов в пористой среде как на микро уровне, так и в масштабах эксплуатационного объекта;
– позволяет использовать при построении ОФП статистические зависимости начальных нефте– и газонасыщенностей, остаточных водо– и нефтенасыщенностей от проницаемости пород;
– минимизирует объемы лабораторных потоковых экспериментов;
– позволяет построить ОФП для любого объема фильтрационной модели (вплоть до отдельной ячейки).
При адаптации ГФМ к фактам разработки эксплуатационного объекта управляющими параметрами являются: “n” в формуле (17) и вариации проницаемости 
, остаточные водо– и нефтенасыщенности (местоположения точек B и C на рис. 6).
Многолетний опыт применения ГФМ “Недра” – “Техсхема” при проектировании месторождений Западной и Востояной Сибири, Тимано-Печоры показал высокую эффективность предложенного способа построения ОФП по нефти, газу, воде.
В разделе 4 приведены примеры применения программного комплекса «Недра» – «Техсхема» при проектировании Северо-Юрьевского (пласт ЮС1) и Федоровского (пласт ЮС21) месторождений.
В течение последних четырех лет фактические уровни добычи нефти на Северо-Юрьевском месторождении соответствуют проектным с отклонением не более ± 10%. На Федоровском месторождении впервые выполнена адаптация геологической и фильтрационной моделей фациально-изменчивых пластов с некоррелируемыми разрезами скважин к фактам их разработки на экспериментальном участке пласта ЮС21 (известные модели без нарушения физических представлений не адаптируются).
Основные выводы и рекомендации
1. С позиций точности воспроизведения запасов в ГМ и расчета технологических показателей разработки в ФМ (до ±5%) установлен необходимый шаг сеточной области, численное значение которого не должно превышать радиус зоны внутреннего фильтрационного сопротивления добывающих скважин в системе разработки (30-100 м для плотностей сеток скважин, применяемых в Западной Сибири).
2. Разработаны алгоритмы и программы создания геологических моделей эксплуатационных объектов месторождений как классического типа, так и с некоррелируемыми разрезами скважин, позволяющие воспроизвести в ГМ с необходимой точностью базовые параметры залежей.
3. Разработаны алгоритмы и программы ремасштабирования ГМ в ФМ, позволяющие сохранить в последних геолого-геофизические параметры залежей.
4. Разработаны программные модули в геологической модели «Недра»:
– «Недра-карта» – построение карт геологических параметров различными методами интерполяции;
– «Недра-каротаж» – просмотр, редактирование каротажных диаграмм, автоматическая и полуавтоматическая корреляция геофизических разрезов скважин;
– «Недра-разрез» – спринт-анализ геологического строения локальных участков залежей путем построения геологических разрезов;
– «Недра-куб» – проведение, статистических операций, расчеты задач, требующих логического ветвления операций;
– «Недра-Upscaling» – ремасштабирование геологической цифровой модели в фильтрационную;
– «Недра-запасы» – расчет запасов нефти на основе 2-х и 3-х мерных ГМ, формирование нормативных таблиц, сопоставление с запасами, числящимися на государственном балансе.
В настоящее время (август 2007) поданы документы в РОСПАТЕНТ для оформлении авторских свидетельств на официальную регистрацию программных модулей.
5. Разработан метод корректировки параметра проницаемости фильтрационной модели, основанный на промысловых исследованиях скважин и пластов, геофизической и керновой информации.
6. Разработаны методы построения функций относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, основанные на учете морфологического строения продуктивных отложений и результатов лабораторных экспериментов по вытеснению нефти-водой, нефти-газом, газа-водой.
7. Выполненные исследования в сочетании и АСПР «Техсхема» являются полностью отечественными программными продуктами, разработаны на основе оригинальных алгоритмов, широко применяются в ОАО «Сургутнефтегаз» при выполнении проектных работ, подсчете запасов и обосновании КИН нефтяных и газонефтяных месторождений.
Основные положения диссертации нашли отражение в следующих печатных работах:
1. Обеспечение непрерывного процесса моделирования залежей углеводородов для подсчета запасов и проектирования разработки с помощью детальной корреляции разрезов скважин на ЭВМ / А.Ю. Батурин, И.С. Гутман, И.Ю. Балабан // XIV Губкинские чтения «Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела», 15-17 октября 1996 года. – М., 1996. – С.106.
2. Условия формирования и геологическое строение пласта БС101 Федоровского месторождения / А.Ю. Батурин, С.В. Архипов и др. // Вопросы геолгии, бурения и разработки нефтяных и газовы месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». – Екатеринбург: Путиведь. – 2001. – Вып. №3.– С. 29-36.
3. Условия формирования и геологическая модель отложений пласта БС10 Федоровского месторождения / А.Ю. Батурин, С.В. Архипов и др. // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Материалы IV научно-практической конференции. – Ханты-Мансийск: Путиведь. – 2001. – С. 231-237.
4. Методика выбора оптимального размера расчетной ячейки в горизонтальной плоскости при многомерном геологическом моделировании залежей / А.Ю. Батурин, Ю.А. Комягина // Нефтяное хозяйство. – 2002. – №8 – С.59-60.
5. Авторское свидетельство №2002610757 об официальной регистрации программы для ЭВМ. Программный комплекс «НЕДРА» / А.Ю. Батурин, Д.Н. Басов, Ю.А. Комягина, С.С. Фатеев. – №2002610485; Заявлено 28.03.2002; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 18.05.2002 г.
6. Аллювиальный генезис и геологическое строение пластов АС9-11 Лянторского месторождения / А.Ю. Батурин, С.В. Архипов // Вопросы геологии, бурения и разработки нефтяных и газовых месторождений Сургутского региона: Сб. науч. тр. «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». – Екатеринбург: Путиведь. – 2003. – Вып. №4.– С. 29-36.
7. Генезис пласта АС9-11 Лянторского месторождения и характер перемещения флюидов в процессе разработки / А.Ю. Батурин, С.В. Архипов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО»: Материалы VI научно-практической конференции. Т. II. – Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис. – 2003. – С. 196-209.
8. О некоторых вопросах проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / А.Ю. Батурин, Л.А. Селезенева и др. // Нефтяное хозяйство. – 2004. – №2 – С.32-37.
9. Строение и условия формирования вулканогенных отложений Рогожниковского месторождения / А.Ю. Батурин, С.В. Архипов // Нефтяное хозяйство. – 2006. – №4. – С. 22-25.
10. Обеспечение адекватности фильтрационной модели начальному состоянию залежи на стадии упрощения детальной геологической модели / А.Ю. Батурин, В.Н. Посохова // Нефтяное хозяйство. – 2007. – №7 – С.90-93.
11. Формирование начальной фазовой проницаемости по нефти в фильтрационной модели / А.Ю. Батурин // Нефтепромысловое дело. – 2007. – №7 – С.13-15.
12. Геологическое моделирование фациально-изменчивых пластов (на примере горизонта ЮС2 Сургутского свода) / А.Ю. Батурин, А.К Култышев, Д.А. Попов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – №8 – С.20-24.
13. Обеспечение адекватности геолого-технологической модели состоянию залежи в процессе ее разработки на основе функций относительных фазовых проницаемостей по нефти, газу и воде / А.Ю. Батурин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2007. – №8 – С.30-34.
14. О некоторых проблемных вопросах изучения геологического строения и оценки фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов горизонтальными скважинами / Ефимов В.А., А.В.Мальшаков, Н.В.Гильманова, А.Ю.Батурин // Ядерно-геофизические технологии в комплексе ГИС при исследовании наклонных и горизонтальных скважин. Современное состояние в России и СНГ, перспективы развития методов и технологий: Докл. Всерос. науч.-техн. конф. 3-5 июля 2007г. – Сургут, 2007.– С. 117-127.
Соискатель А.Ю.Батурин
