Тюменниигипрогаз

XVIII НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ МОЛОДЫХ УЧЕНЫХ И СПЕЦИАЛИСТОВ

2014

ООО «ТюменНИИгипрогаз»

ПРОБЛЕМЫ РАЗВИТИЯ ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ СИБИРИ

XVIII научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов

(Тюмень, 19–23 мая 2014 года)

Сборник тезисов докладов

Тюмень

2014

УДК	622.279(571.1)
ББК	33.36
	П78

Редакционная коллегия: В.	Н. Маслов (председатель),
д. т. н.; С. А. Скрылев, к. г.-м. н.; М. Н. Гагарин; А. В. Красов-
ский, к. т. н.; А. Н. Лапердин, д. г.-м. н., проф.; Д. В. Маринен-
ков, к. т. н.; М. И. Меркушев, к. э. н.; А. Н. Нестеренко, к. т. н.;
Р. А. Соколовский, к. г.-м. н.; В. Ф. Штоль, к. т. н.
Проблемы развития газовой	промышленности Сибири:

П78 сборник тезисов докладов XVIII науч.-практич. конф. молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза / ООО «ТюменНИИгипрогаз»; гл. ред. В. Н. Маслов. — Тюмень, 2014. — 316 с. — 400 экз.

ISBN 978-5-901434-26-0

Приведены результаты НИР, выполненных в научно-проектных организациях, производственных предприятиях и вузах, в области поиска и разведки залежей газа и нефти, разработки месторождений углеводородов, бурения и эксплуатации скважин, охраны окружающей среды, обустройства месторождений углеводородов Сибири. Отражены экономические проблемы развития газовой промышленности, а также современные тенденции развития и применения информационных технологий на предприятиях нефтегазовой отрасли.

Издание предназначено для специалистов газовой отрасли, студентов вузов, аспирантов.

УДК 622.279(571.1) ББК 33.36

ISBN 978-5-901434-26-0

© ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2014

Секция 1

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Секция 1

Исследование коллекторских свойств продуктивных пластов юрских отложений месторождений Большого Уренгоя

Ашихмина Т. Н. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Предметом исследования данной работы является обобщение

ианализ фильтрационно-емкостных свойств юрских отложений месторождений Большого Уренгоя, изученных на примере Песцового, Ен-Яхинского и Западно-Песцового месторождений. Одним из крупнейших месторождений Большого Уренгоя, приуроченных к юрским отложениям, является Песцовое.

Юрские отложения данных месторождений характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что связано с уплотнением осадков в процессе диагенеза и катагенеза [1].

Вданной работе было выполнено комплексное исследование фи-

зико-литологических свойств отложений пластов Ю2 (охарактеризован керном порядка 90–100 % общей толщины пласта); Ю3 (керном охарактеризована прикровельная часть пласта – более 20 %) и Ю4 (охарактеризован керном более 97 %).

Исследования проводились как в атмосферных условиях (более 1000 образцов керна), так и в условиях, моделирующих пластовые (на коллекциях, охватывающих весь диапазон свойств керна,

–более 500 образцов). Были изучены: пористость, проницаемость, капиллярные характеристики керна, построены петрофизические зависимости, рассчитана эффективная пористость, определены классы коллекторов, а также граничные значения пористости и проницаемости.

Изученные юрские отложения на месторождениях характеризуются весьма широким спектром состава и фильтрационно-ем- костными свойствами.

Литологически отложения пласта Ю4 представлены, в основном, неравномерным переслаиванием песчаников, аргиллитов, алевролитов. Слоистость неравномерная полого-линзовидно-вол- нистая, подчеркнутая намывами слюдисто-глинистого материала и слойками темно-серого аргиллита. Газопроницаемость по данному пласту достигает 1,71·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,103 до 0,171 д. ед.

Пласт Ю3 сложен преимущественно песчаниками со слойками

ипрослоями аргиллита, угля и алевролита, до их неравномерного переслаивания, сильносмещенной слоистостью, подчеркнутой

4

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

тонкими слойками (0,1–0,3 см) глинистого и глинисто-углистого состава. По классификации песчано-алевритовых пород коллекторов А. А. Ханина и М. И. Колосковой [2, с. 106] коллектор относится к V-классу и характеризуется низкими фильтрационными свойствами (газопроницаемость достигает 0,14·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,090 до 0,120 д. ед.).

Пласт Ю2 охарактеризован преимущественно песчаниками мелкозернистыми с небольшой долей алевролитов и аргиллитов, довольно однородный, слоистость пологоволнистая сложная, за счет тонких слойков. Данный пласт характеризуется относительно улучшенными коллекторскими свойствами, газопроницаемость достигает 4·10-3 мкм2, коэффициент открытой пористости от 0,120 до 0,220 д. ед.

Результаты исследований керна позволяют получить непосредственную и самую достоверную информацию о составе и свойствах горных пород, слагающих геологический разрез. Поэтому керновые исследования являются обязательными для достоверной интерпретации геофизических данных, при выполнении подсчета запасов, проектировании разработки месторождений полезных ископаемых и гидроразрыва пласта.

Для дальнейшего исследования данных отложений желательно изучить характер насыщения пород на изолированном керне. Исследования должны быть выполнены непосредственно на скважине с обязательным замером электрических свойств.

Список литературы:

1.Устинова В. Н., Стариков Н. Н. Сейсмофациальные модели продуктивных отложений юры Песцового месторождения // Известия Томского политехнического университета. 2013. Вып. 1. Т. 323. С. 137–141.

2.Ханин А. А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. М: Недра, 1969. 368 с.

5

Секция 1

Новый подход к оценке подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами пластового газа и конденсата танопчинской свиты Тамбейской группы месторождений

Биктимирова О. М., Залетова Н. М. (ООО «Газпром геологоразведка»)

При подсчете запасов газа и конденсата важную роль играют подсчетные параметры, которые определяются по результатам фактических промысловых и лабораторных исследований пластовых флюидов. На сегодняшний день для большинства месторождений, разведка которых проводилась в конце 1980-х – начале 1990-х годов, отсутствуют качественные исследования пластовых флюидов. С такой проблемой мы столкнулись при выполнении работ по оперативному подсчету запасов газа и конденсата на месторождениях Тамбейской группы, в которую входят Тасийское, Северо-Тамбейское и Западно-Тамбейское месторождения.

Изученность данных месторождений пробами и исследованиями пластовых флюидов очень низкая. Так на Северо-Тамбейском месторождении всего шесть пластов охарактеризованы кондиционными лабораторными газоконденсатными исследованиями (ГКИ) проб пластовых флюидов, соответствующих требованиям инструкции [1]. На Западно-Тамбейском и Тасийском месторождениях пробы флюидов для проведения таких исследований вообще не отбирались.

Для месторождений, где, по тем или иным причинам, не получено достоверной информации, в [1], [2] рекомендуется использовать графоаналитический метод определения газоконденсатных характеристик залежей, основанный на данных о групповом углеводородном составе конденсата газового стабильного. Однако опыт показывает, что без адаптации этого метода к условиям месторождений Тамбейской группы оценка полученных подсчетных параметров не согласуется с результатами кондиционных ГКИ. Проведение же адаптации в настоящее время невозможно из-за отсутствия достаточного количества лабораторных исследований конденсата на рассматриваемых месторождениях.

В связи с этим при оценке потенциального содержания и коэффициента извлечения конденсата необходим другой подход, основанный на закономерном изменении свойств пластового газа по разрезу месторождений.

6

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Для решения этой задачи проанализированы исследования проб пластовых флюидов на месторождениях Тамбейской группы, а также данные Бованенковского месторождения. Кроме того, для обоснования коэффициента извлечения конденсата дополнительно учитывались данные по Уренгойской группе месторождений. На основании кондиционных исследований построены связи: потенциального содержания конденсата и глубины залегания залежи; относительной плотности пластового газа по воздуху и потенциального содержания конденсата; молярной доли «сухого» газа и относительной плотности пластового газа по воздуху; коэффициента извлечения конденсата и потенциального содержания конденсата.

Полученные взаимосвязи соответствуют закономерному изменению свойств пластового газа по разрезу и хорошо согласуются с результатами промысловых и лабораторных газоконденсатных исследований.

Применение методики по прогнозированию подсчетных параметров, связанных с составом и свойствами газа и конденсата на Тасийском, Северо-Тамбейском и Западно-Тамбейском месторождениях, позволило повысить достоверность оценки запасов «сухого» газа и конденсата. Методика позволит обосновать потенциальное содержание и коэффициент извлечения конденсата на месторождениях с широким стратиграфическим интервалом газоносности, на которых не все пласты охарактеризованы кондиционными ГКИ.

Список литературы:

1.Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. М.: Газпром Экспо, 2011. Т. 1.

2.Гриценко А. И., Островская Т. Д., Юшкин В. В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. М.: Недра, 1983. 264 с.

7

Секция 1

Комплексирование методов исследования керна

Борисов А. Г. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Отбор и исследование керна является одним из наиболее дорогих геологоразведочных процессов, дающим наиболее ценную информацию о свойствах горных пород. Бурное развитие литологии и петрофизики в последние годы привело к появлению множества методов исследований керна, которые позволяют более глубоко и достоверно изучить свойства продуктивных объектов, что в конечном итоге позволяет повысить их продуктивность. Однако последнее возможно лишь при условии правильного сочетания методов исследования.

К сожалению, зачастую комплексы исследования керна составляются без учета его литолого-физических особенностей, что делает бесполезной существенную часть специальных и литологических исследований. Нередко приходится наблюдать ситуацию, когда неправильный выбор методов и образцов для исследований приводит к получению недостоверных результатов, вводящих геологов в заблуждение.

С целью решения данной проблемы автором были разработаны комплексы исследований для продуктивных пластов Западной и Восточной Сибири. Созданы рекомендации по выбору оптимальных методов исследований керна. Произведена классификация методов по цели исследований. В качестве примера приведен один из комплексов, разработанных для разведочных скважин (таблица).

Отдельное внимание в работе уделено анализу полученных результатов. Показана необходимость оперативного и комплексного анализа петрофизических исследований, а также необходимости корректировки комплекса по ходу работ.

8

Геология, поиск и разведка месторождений углеводородов

Типовой комплекс исследований для разведочных скважин

№ п/п	Вид анализов	измеренияЕд.
1	Первичные и подготовительные работы
1.1.	Детальное макроскопическое литологическое описание	м
	керна, цифровое фотографирование керна в дневном и
	ультрафиолетовом свете, гамма-спектрометрия
1.2.	Отбор цилиндрических образцов полноразмерного	обр.
	керна
1.3.	Отбор образцов (параллельно напластованию) –	обр.
	стандартные цилиндры диаметром 30 мм и высотой
	30–40 мм
1.4.	Отбор образцов (перпендикулярно напластованию) –	обр.
	стандартные цилиндры диаметром 30 мм и высотой
	30–40 мм

2Исследования в стандартных условиях стандартные образцы

2.1.Пористость:

2.1.1	– общая (абсолютная) с определением минералогиче-	обр.
	ской плотности (с размалыванием образца)
2.1.2	– открытая керосинонасыщением с расчетом
	объемной и минералогической плотности, открытая
	водонасыщением с замером удельного электрического	обр.
	сопротивления (УЭС), с расчетом объемной плотности,
	минералогической плотности и Рп
2.1.4	– открытая газоволюметрическим методом с расчетом
	объемной и минералогической плотности	обр.

Кол-во на 1 м керна

потенциальных		не-
		интервалеВ
интервалеВ	коллекторов	коллекторов
	1	1

51

1–

6 1

6 1

2.2. Исследования капиллярных свойств: капилляриметрией (метод полупроницаемой мембраны) с выходом обр. на остаточную водонасыщенность с замером УЭС, эффективной газопроницаемости и расчетом Рн

2.3.Проницаемость:

2.3.1.	– газопроницаемость по воздуху при перепаде 0,05	обр.
	МПа параллельно и перпендикулярно напластованию

2.4.Определение карбонатности (кальцит, доломит, сидерит)

обр.

Полноразмерные образцы

2.5.Открытая водонасыщением с замером УЭС, с расчетом объемной плотности, минералогической плотности и Рп, газопроницаемость по воздуху в шести направлениях параллельно напластованию и в одном направлении перпендикулярно напластованию

3Исследования в пластовых условиях, стандартные образцы

3.1.	Открытая пористость, газопроницаемость по воздуху,	обр.
	УЭС, интервальное время распространения продольных
	и поперечных волн

4Специальные исследования

4.1.	Изучение влияния эффективного давления на пори-	обр.
	стость и проницаемость
4.2.	Определение степени смачиваемости пород (оценка	обр.
	гидрофобности, гидрофильности)
4.3.	Фазовая проницаемость при двухфазной фильтрации	экспе-
		римент
4.4.	Определение коэффициента остаточной нефтена-	обр.
	сыщенности методом вытеснения (коэффициент
	вытеснения)
4.5.	Определение механических и упруго-деформационных	обр.
	свойств горных пород статическим методом

5	1
реакциюв	реакциюв
HCl	HCl
образцах,всех %раствором	образцах,всех раствором%
На вступающих с 5	На вступающих с 5

Кол-во на
потенциально
продуктивный
пласт (объект)		Примечание
Терригенный	Трещиноватый,
	кавернозный

–20

–20

Слабосцементированные и набухающие породы

Необходимо 15 15 выбрать один

из двух способов

Только на образцах, вступающих в реакцию с 5% раствором HCl

–20

15 20

10 20

55

33 на каждую пару флюидов

33

22

9