Выпуск 314

Аннотация

АННОТАЦИИ

К. К. Измайлов, М. С. Новикова, М. В. Дмитриевский, Ю. Д. Кантемиров, А. В. Акиньшин
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

СОВРЕМЕННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ МАШИННОГО ОБУЧЕНИЯ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Представлен анализ наиболее трудозатратных операций в процессе работы интерпретатора с геолого-геофизической информацией. Большое внимание уделяется технологии геологической интерпретации, в частности анализу существующих подходов автоматизации этого процесса. Предложен наиболее гибкий и эффективный способ использования методов машинного обучения для решения производственных задач.
Ключевые слова: машинное обучение, геофизические исследования скважин, автоматизация, нейронная сеть.
Литература
1. Басыров М. А., Акиньшин А. В., Махмутов И. Р., Кантемиров Ю. Д., Ошняков И. О., Кошелев М. Б. Применение методов машинного обучения для автоматизации интерпретации данных геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2020. № 11. С. 44–47.
2. Ho Tin Kam. Random Decision Forests (PDF). Proceedings of the 3rd International Conference on Document Analysis and Recognition, Montreal, QC, 14–16 August 1995. P. 278–282. Archived from the Original (PDF) on 17 April 2016. Retrieved 5 June 2016.
3. Krizhevsky Alex, Sutskever Ilya, Hinton Geoffrey E. Image Net Classification with Deep Convolutional Neural Networks (PDF). Communications of the ACM. 60 (6): 84–90. Doi:10.1145/3065386.
4. Ronneberger Olaf, Fischer Philipp, Brox Thomas. U-Net: Convolutional Networks for Biomedical Image Segmentation. 2015.
5. Rosenblatt Frank.The Perceptron: A Probabilistic Model for Information Storage and Organization in the Brain // Cornell Aeronautical Laboratory, Psychological Review. 1958. V. 65. No. 6. P. 386–408. Doi:10.1037/h0042519.
6. Rumelhart David E., Hinton Geoffrey E., Williams Ronald J. Learning Representations by Back-Propagating Errors // Nature. 1986a. 323 (6088): 533–536. Doi:10.1038/323533a0.

Ю. Д. Кантемиров, А. В. Хабаров, И. О. Ошняков, М. Б. Кошелев, А. В. Акиньшин, А. А. Калабин
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ МАШИННОГО ОБУЧЕНИЯ ДЛЯ ПОИСКА ПРОПУЩЕННЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ИНТЕРВАЛОВ И ПРОГНОЗА ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

Прогноз сделан на одном из уникальных месторождений, находящемся на четвертой стадии разработки. Дополнительный анализ всего массива имеющейся информации на месторождении обусловлен случаями получения притоков углеводорода из интервалов по данным результатов интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС), в которых продуктивность ранее не была отмечена. Применение алгоритмов машинного обучения в условиях больших массивов данных значительно сократило трудозатраты на комплексный анализ. Цель работы – выявление перспективных зон для дополнительной перфорации, бурения новых скважин и размещения боковых стволов была достигнута.
Ключевые слова: машинное обучение, искусственная нейронная сеть, пропущенные продуктивные интервалы, петрофизика, прогноз.
Литература
1. Goodfellow Ian, Bengio Yoshua, Courville Aaron. Deep Learning (Adaptive Computation and Machine Learning Series). Publisher: The MIT Press. November 18, 2016. 800 p.
2. Xu K., Ba J., Kiros R., Cho K. et al. Show, Attend and Tell: Neural Image Caption Generation with Visual Attention. In ICML, 2015.

Д. Б. Родивилов, И. Р. Махмутов, С. А. Климов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПРАКТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗРАБОТКИ КАПИЛЛЯРНОЙ МОДЕЛИ НАСЫЩЕННОСТИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ТУРОНСКОГО ВОЗРАСТА

Работа посвящена моделированию насыщенности на основе капилляриметрических исследований низкопроницаемых терригенных газоносных отложений туронского возраста.
Ключевые слова: турон, глинистый коллектор, капиллярная модель насыщенности, модель переходной зоны.
Литература
1. Беляков Е. О. Практические аспекты моделирования переходных нефтеводонасыщенных зон в терригенных коллекторах Западной Сибири по данным анализа керна и геофизических исследований скважин // PROнефть. Профессионально о нефти. 2018. № 1 (7). С. 38–43. DOI 10.26887/2587-7399-2018-1-38-63.
2. Большаков Ю. Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. Новосибирск: Наука, 1995. 182 с.
3. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 12 (189). С. 143–166.
4. Гильманов Я. И., Саломатин Е. Н., Абдрахманов Э. С.  Опыт лабораторных исследований керна для определения емкостного пространства нетрадиционных коллекторов верхнемеловых надсеноманских отложений // Нефтяная провинция. 2019. № 4 (20). С. 86–104. DOI 10.25689/NP.2019.4.86-104.
5. Дриц В. А., Коссовская А. Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. М.: Наука, 1990. 214 с. (Тр. ГИН: Вып. 446).
6. Дьяконова Т. Ф., Билибин С. И., Закревский К. Е. Построение цифровых моделей нефтенасыщенности коллекторов месторождений Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2000. № 4. С. 41–45.
7. Михайлов А. Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2012. Вып. 1 (5).
8. Парубенко И. В., Алексеева Д. И., Акимова О. А., Хабаров А. В. Анализ расширенного комплекса ГИС и исследований керна для выделения сложных низкопроницаемых коллекторов (на примере одного из мелкозалегающих газоносных объектов Западной Сибири) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2019. Вып. 6 (300). С. 118–133.
9. Brooks R. H., Corey A. T. Hydraulic Properties of Porous Media // Colorado State University Hydrology. 1964. № 3. 24 p.
10. Leverett M. Capillary Behaviour in Porous Solids // Trans. AIME. 1941. V. 142. 152 p.
11. Тиаб Д., Эрл Ч. Доналдсон. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. Под ред. Петерсилье В. И., Былевского Г. А. 2-е доп. изд. М.: Премиум Инжиниринг, 2009. 838 с.

Я. И. Гильманов, С. В. Паромов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОТБОРА КЕРНА ПРИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННОМ БУРЕНИИ

Ключевыми факторами, определяющими актуальность результатов лабораторных исследований керна, являются качество отобранного кернового материала и степень предварительной проработки геолого-технического задания. Применение современных технологий отбора керна позволяет получать достоверные данные о свойствах объекта интереса – в первую очередь, это коллекторы, насыщенные углеводородами (УВ).
Ключевые слова: керн, поисково-разведочное бурение (ПРБ), эксплуатационное бурение (ЭБ), керноотборный снаряд (КОС), керноотборный снаряд изолирующий модифицированный (КИМ), локально-нормативный документ (ЛНД).
Литература
1. API RP40. Рекомендуемые практические методы анализа керна. American Petroleum Institute, API Publishing Services, 20005. 1998.
2. Курбанов Я. М., Хайруллин Б. Ю., Мамяшев В. Г., Федорцов В. В. Методическое руководство по отбору и анализу изолированного керна. НПП СибБурМаш, 1999.
3. Материалы компании Baker Hughes // https://www.bakerhughes.com/evaluation/coring-services.
4. Материалы компании Corpro Systems Ltd // https://www.reservoirgroup.com/coring/
5. Положение «Исследование керна» № П1-01.03 Р-0136. М.: ПАО «НК «Роснефть», 2017.
6. Colin McPhee, Jules Reed and Izaskun Zubizarreta. Core Analysis: а Best Practice Guide. Elsevier, 2015.

Ф. С. Татауров, Л. Л. Малков, И. А. Вахрушева
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПРАКТИЧЕСКИЙ ОПЫТ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ ПО СУПЕРВАЙЗЕРСКОМУ СОПРОВОЖДЕНИЮ ОТБОРА КЕРНА

Проанализированы причины снижения качества кернового материала, обоснована необходимость контроля работ по отбору, временному хранению и транспортировке керна. Изложена краткая история создания и развития в ООО «ТННЦ» супервайзерского сервиса по сопровождению процессов отбора керна, обеспечивающего его сохранность, качество и информативность, представлены перспективы развития данного сервиса для повышения эффективности вложений инвестиций заказчика в геологические изыскания.
Ключевые слова: отбор керна, супервайзинг, локально-нормативный документ (ЛНД), общество группы (ОГ), геолого-техническое задание (ГТЗ).
Литература
1. Гильманов Я. И., Вахрушева И. А. Особенности отбора керна нетрадиционных коллекторов и его связь с программой комплексного исследования керна, роль супервайзинга в обеспечении качества отбора керна // Материалы научно-технической конференции «Современные вызовы при разработке и обустройстве месторождений нефти и газа». Томск, 23–24 мая, 2016.
2. Положение Компании «Исследование керна» № П1-01.03 Р-0136, версия 1.00 (с изменениями, внесенными Приказом № 49 ПАО «НК «Роснефть» от 29.01.2019).

Я. И. Гильманов, Р. С. Шульга
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ОПТИМАЛЬНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОЦЕНКИ ПОРИСТОСТИ В НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОДАХ

Рассмотрены особенности изучения пустотного пространства нефтематеринских пород, в том числе влияние экстракции, показано влияние методов определения пористости на достоверность ее оценки, даны рекомендации по оптимальной технологии ее оценки.
Ключевые слова: керн, нефтематеринские породы, бажено-абалакский комплекс, пористость.
Литература
1. Волков В. А, Шпильман А. В. и др. Временное методическое руководство по подсчету запасов нефти в трещинных и трещинно-поровых коллекторах в отложениях баженовской толщи Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. М.: ФБУ ГКЗ. Классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов. 2018. С. 432–482.
2. Гильманов Я. И., Саломатин Е. Н., Николаев М. Ю. Опыт ООО «ТННЦ» по изучению керна методом ядерно-магнитного резонанса // Вестник Роснефти. 2014. № 3.
3. Гильманов Я. И., Фадеев А. М., Вахрушева И. А. Петрофизические исследования керна бажено-абалакского комплекса на стандартных образцах и образцах дробленой породы, опыт ООО «ТННЦ» // Сборник научных трудов ООО «ТННЦ». 2017. Вып. 3. С. 53–64.
4. Гороян В. И., Петерсилье В. И. Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическими и петрографическими методами. М.: ВНИГНИ, 1978. 394 с.
5. ГОСТ 26450.1-85. 1986. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением.
6. Дорофеева Т. В., Краснов С. Г., Лебедев Б. А. и др. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири. Л.: Недра, 1983. 131 с.
7. Тонконогов Ю. М., Мулер П. Б. Инновационные методы петрофизических исследований низкопроницаемых горных пород // Нефтегазовая Вертикаль. 2013. № 9.
8. Хамидуллин Р. А., Калмыков Г. А., Корост Д. В. и др. Фильтрационно-емкостные свойства пород баженовской свиты // Вестник Московского университета. Сер. 4. Геология. 2013. № 5.
9. Федорова Д. В., Астафьев А. А., Надеждин О. В., Латыпов И. Д. Петрофизическая модель баженовской свиты Приобского месторождения Роснефти // Neftegaz.RU. 2020. № 6.
10. API RP40. Рекомендуемые практические методы анализа керна. American Petroleum Institute, API Publishing Services, 1998.
11. Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs (GRI-95/0496). Институт изучения газа. США. 1996.

Е. Н. Саломатин, Д. А. Бородин, Р. С. Шульга
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПОТОКОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СЛАБОСЦЕМЕНТИРОВАННОГО КЕРНА МЕТОДОМ ЦЕНТРИФУГИРОВАНИЯ

Представлены результаты экспериментального определения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) по нефти методом центрифугирования на высокопроницаемых образцах слабосцементированного керна. Эксперимент был выполнен при вытеснении нефти водой (при пропитке) в термобарических условиях, имитирующих естественные. Образцы центрифугировались при одной, заранее выбранной частоте вращения ротора до стабилизации выхода нефти. Значения насыщенностей в конечных точках эксперимента определены независимым методом; проницаемости при минимальном (kво) и максимальном (1 – kно) водонасыщении измерены в фильтрационной установке до и после центрифугирования. Расчет ОФП по нефти проводился аналитическим методом Д. Хагурта (J. Hagoort) в программе CYDAR.
Ключевые слова: относительная фазовая проницаемость, центрифугирование, керн, вытеснение нефти водой, термобарические условия.
Литература
1. Bauget F., Gautier S., Lenormand R., Samouillet A. Gas-Liquid Relative Permeability from One-step and Multi-step Centrifuge Experiments // The International Symposium of the Society of Core Analysts Held in Aberdeen, Scotland, UK. 27–30 August, 2012.
2. МакФи К., Рид Дж., Зубизаретта И. Лабораторные исследования керна: гид по лучшим практикам. М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2018. xvi. 912 с.
3. Hagoort J. Oil Recovery by Gravity Drainage, SPEJ. June 1980. P. 139–149.
4. Hirasaki G. J., Rohan J. A., Dudley J. W. Interpretation of Oil-Water Relative Permeabilities from Centrifuge Experiments // SPE Adv. and Tech. 1995. Vol. 3. № 1. P.66–75.
5. King M. J., Narayanan K. R., Falzone A. J. Advances in Centrifuge Methodology for Core Analysis // SCA, paper 9011. 1990.
6. Nordtvedt J. E., Watson A. T., Mejia G., Yang P. Estimation of Capillary Pressure and Relative Permeability Functions from Centrifuge Experiments // SPERE, November 1993. P. 292–298.
7. O’Meara, D. J. Jr. and Crump J. G. Measuring Capillary Pressure and Relative Permeability in a Single Centrifuge Experiment // SPE 14419 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Las Vegas, Nevada, 22–25 September, 1985.
8. Skauge A., Poulsen S. Rate Effects on Centrifuge Drainage Relative Permeability // SPE 63145 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Texas, 1–4 October, 2000.

Я. И. Гильманов, А. М. Фадеев
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ МЕТОДОМ GRI И РТУТНОЙ ПОРОМЕТРИИ

Предложены методы исследования дробленых проб баженовских отложений Западной Сибири по методике Исследовательского института газа (GRI) США и ртутной порометрии, позволяющие определить петрофизические свойства (пористость, проницаемость, объемную и минеральную плотности).
Ключевые слова: баженовская свита, дробленая проба, пористость, проницаемость, плотность.
Литература
1. Гильманов Я. И., Фадеев А. М., Вахрушева И. А. Петрофизические исследования керна бажено-абалакского комплекса на стандартных образцах и образцах дробленой породы, опыт ООО «ТННЦ» // Сборник научных трудов ООО «ТННЦ». 2017. Вып. 3. С. 53–64.
2. Хартуков Е. М. Сланцевая нефть в России. Сегодня и завтра // Сфера. Нефть и газ. 2020. № 3–4 (77). С. 104–111.
3. Bailey S. Closure and Compressibility Correction to Capillary Pressure Data in Shales. DSLS 2009 Fall Workshop. Colorado School of Mines, USA. 2009.
4. Comisky J. T., Santiago M., McCollom B., Buddhala A., Newsham K. E. Sample Size Effect on the Application of Mercury Injection Capillary Pressure for Determining the Capacity of Tight Cas and Oil Shales. CSUG/SPE 149432.
5. Guidry F. K., Luffel D. L., Curtis J. B. Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs. Gas Research Institute Report. GRI-5/0496/1996.
6. Hadwerger D. A., Keller J., Vaughn K. Improved Petrophysical Core Measurements on Tight Shale Reservoirs Using Retort and Crushed Samples. SPE 147456-MS. 2011.
7. Luffel D. L., Hopkins C. W., Holitch S. A., Shettler P. D. Matrix Permeability Measurement of Gas Productive Shales. SPE 26633. 1993. P. 261–270.
8. Nelson P. H. Pore-Throat Sizes in Sandstones, Tight Sandstones, and Shales. AAPG Bulletin. 2009. 93 (3). P. 329–340.
9. Salimifard B., Ruth D. W. A Study of Mercury Intrusion on Montney Formation Rocks and How It Relates to Permeability. SPE-175968-MS.
10. Shafer J., Neasham J. Mercury Porosimetry Protocol for Rapid Determination of Petrophysical and Reservoir Quality Properties. Society of Core Analysts. 2000.
11. Sinha S., Braun E.M., Passey Q.R., Leonardi S.A. et al. Advances in Measurement Standards and Flow Properties Measurements for Tigh Rock such as Shales. SPE 152257. 2012.
12. Sneider R. M., Sneider J. S., Bolger G. W., Neasham J. W. Petrophysical Comparision of Seal Capacity Determinations: Conventional Core vs. Cuttings // In AAPG Memoir 67: Seals, Traps, and the Petroleum System, ed. R. C. Surdam. 1997. Chap. 1. P. 1–12. Tulsa, OR.
13. Tinni A., Fathi E., Agarwal R., Sondergeld C. et al. Shale Permeability Measurements on Plugs and Crushed Samples. SPE 162235. 2012.
14. Wardlaw N. C., Taylor R. P. Mercury Capillary Pressure Curves and the Interpretation and Pore Structure and Capillary Behavoir in Reservoir Rocks // Bulletin of Canadian Petroleum Geology. 1976. 24 (2). P. 225–262.
15. Webb P. A. Volume and Density Determinations for Particle Technologists. MicroMeritics Instrument Corp. Norcross, Georgia. 2001.

В. А. Морева, В. С. Кулешов, В. А. Павлов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
М. И. Самойлов
ООО «РН–Центр экспертной поддержки и технического развития»

ЗАМЕР ВЫСОТЫ ТРЕЩИНЫ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА КАК МЕТОД ВЕРИФИКАЦИИ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

Рассмотрены различные методы, направленные на определение высоты трещины гидроразрыва пласта (ГРП). Показан подход для калибровки одномерной геомеханической модели на результаты замера высоты трещины, который повышает точность моделирования процесса ГРП.
Ключевые слова: пласт, гидроразрыв, высота трещины, геомеханическая модель, акустический широкополосный каротаж, шумометрия, термометрия.
Литература
1. Кашников Ю. А., Ашихмин С. Г. Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 367 с.
2. Красников А. А., Меликов Р. Ф., Павлов В. А. и др. Учет анизотропии упругих свойств и напряжений при планировании ГРП. SPE-196899. 2019.
3. Кулешов В. С., Павлов В. А., Павлюков Н. А. и др. Оптимизация процессов разработки Верхнечонского месторождения путем картирования геомеханических свойств и напряжений. SPE-203873. 2020.
4. Мусалеев Х. З., Мельников С. И. Анализ нестационарной термометрии в скважинах с гидроразрывом пласта // Нефтепромысловое дело. 2016. № 8. С. 38–45.
5. Никитин А. Н., Латыпов И. Д., Хайдар А. М. и др. Опыт анализа и исследования геометрии трещины на пласте АС12 Приобского месторождения // Сетевое издание «Нефтегазовое дело». 2011. № 1. С. 76–83.
6. Николаев С. А., Овчинников М. Н. Генерация звука фильтрационным потоком в пористых средах // Акустический журнал. 1992. Т. 38. № 1. С. 114–118.
7. Овчинников К. Н., Малявко Е. А., Буянов А. В., Кашапов Д. В. Моделирование распространения маркированного пропанта в трещине гидравлического разрыва пласта // Бурение и нефть. 2020. № 10. С. 20–26.
8. Поляков Д. А., Павлов В. А., Павлюков Н. А. и др. Интегрированный подход к планированию бурения, многостадийного гидроразрыва пласта и эксплуатации скважин на основе цифровой геомеханической модели залежи с учетом влияния разработки // Нефтепромысловое дело. 2019. № 11 (611). С. 44–50.
9. Фадеева В. А., Самойлов М. И., Павлов В. А. и др. Использование предварительной 1D геомеханической модели для планирования исследований керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2020. № 7 (343). С. 29–35.
10. Шишканов Д. А. Геофизические методы контроля за разработкой месторождений. Метод спектральной шумометрии. Прибор SNL-HD // Проблемы геологии и освоения недр: Труды XXII Международного симпозиума имени академика М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 155-летию со дня рождения академика В. А. Обручева, 135-летию со дня рождения академика М. А. Усова, основателей Сибирской горно-геологической школы, и 110-летию первого выпуска горных инженеров в Сибири. Томск, 2018. Т. 2. С. 245–246.
11. CarboNRT проппант [Электронный ресурс]. URL: https://carboceramics.com/products/proppant-technologies/fracture-evaluation/carbonrt-product-detail.
12. Sonic Scanner – 3D акустическое зондирование [Электронный ресурс]. URL: https://www.slb.ru/services/wireline/open_hole/sonic-tools/ss/.
13. Xiaogang Han and Robert Duenckel, Harry Smith Jr. An Environmentally Friendly Method to Evaluate Gravel and Frac Packed Intervals Using a New Non-Radioactive Tracer Technology» // Paper OTC-25166. Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA, 5–8 May 2014.
14. Zoback M. D. Reservoir Geomechanics. Cambridge University Press. 2007. 554 p.

И. О. Ошняков
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ВЫДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ ТОЛЩИН В ОПОКОВИДНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ БЕРЕЗОВСКОЙ СВИТЫ ПО ДАННЫМ РАСШИРЕННОГО КОМПЛЕКСА ГИС И КЕРНОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ
Выполнено обоснование критериев и граничных значений петрофизических параметров для выделения эффективных толщин, предложен ряд методов решения поставленных задач, не использованных ранее при интерпретации геофизических исследований в интервале березовской свиты.
Ключевые слова: березовская свита, аморфные кремнистые минералы, петрофизическая модель, исследования керна, эффективные толщины, выделение пород-коллекторов.
Литература
1. Агалаков С. Е., Стариков В. А. Оценка ресурсов газа в опоках березовской свиты на севере Западной Сибири // Геология и геофизика. 2003. № 6. 511 с.
2. Аксельрод С. М., Неретин В. Д. Ядерный магнитный резонанс в нефтегазовой геологии и геофизике. М.: Недра, 1990.
3. Варягов С. А., Нерсесов С. В., Крекнин С. Г., Огибенин В. В. и др. Методы и результаты изучения пустотного пространства газонасыщенных глинистых опок нижнеберезовской подсвиты Медвежьего месторождения // Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения (WGRR-2017): Тезисы докладов IV Международной научно-практической конференции 08–10 ноября 2017 г. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. 96 с.
4. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М.–Тверь, 2003.
5. Родивилов Д. Б., Кокарев П. Н., Мамяшев В. Г. Оценка газонасыщенности нетрадиционных коллекторов сенонских отложений севера Западной Сибири // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2018. Вып. 9 (291). С. 18–25.
6. Cao Minh C., Jain V., Maggs D., Murray D., Xiao Y. Estimation of Sw from NMR T2 Logging // Society of Petrophysicists and Well Log Analysts (SPWLA) and the Submitting Authors. 2018.

М. А. Басыров
ПАО «НК «Роснефть»
Д. А. Митрофанов, И. Р. Махмутов, А. С. Прохошин
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
С. И. Копылов, А. С. Хомяков, В. И. Зверев, Д. И. Юрков
ФГУП «ВНИИА»

РАЗВИТИЕ МЕТОДИКИ ПОЛУЧЕНИЯ МАССОВЫХ ДОЛЕЙ ХИМИЧЕСКИХ ЭЛЕМЕНТОВ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ПРОВЕДЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИБОРОМ АИНК-ПЛ

Изложены результаты сотрудничества ПАО «НК «Роснефть» и ООО «ТННЦ» с государственной корпорацией «Росатом» и ее подразделением ФГУП «ВНИИА» в части развития семейства приборов импульсной нейтрон-гамма-спектрометрии (ИНГК-С) и усовершенствования методики их обработки на примере прибора АИНК-ПЛ.
Ключевые слова: прибор, импульсная нейтрон-гамма-спектрометрия, элементный состав пород, методика обработки, опытно-промышленные испытания.
Литература
1. Басыров М. А., Хабаров А. В., Ханафин И. А. и др. Высокотехнологичные методы геофизических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2019. № 11. С. 13–17.
2. Бубеев А. А., Велижанин В. А., Лобода Н. Г. Способ и алгоритм обработки данных спектрометрического нейтронного гамма-каротажа, выполненного аппаратурой СНГК-89 // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2011. Вып. 8 (206). С. 55–72.
3. Петерсилье В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по применению ядерно-физических методов ГИС, включающих углеродно-кислородный каротаж, для оценки нефте- и газонасыщенности пород-коллекторов в обсаженных скважинах. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». 2006.
4. Поляченко А. Л., Школьников А. С. Импульсный нейтронный каротаж //Скважинная ядерная геофизика: справочник геофизика. 2-е изд. Гл. 2, р. 2.2. М.: Недра, 1990.
5. Шимелевич Ю. С., Кантор С. А., Школьников А. С. и др. Физические основы импульсных нейтронных методов исследований скважин. М.: Недра, 1976.
6. Radtke R. J. et al. A New Capture and Inelastic Spectroscopy Tool Takes Geochemical Logging to the Next Level. SPWLA 53rd Annual Logging Symposium. OnePetro, 2012.

И. Р. Махмутов, В. Л. Киселев, А. А. Евдощук
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ПОВЫШЕНИЕ СОГЛАСОВАННОСТИ КАПИЛЛЯРНОЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ МОДЕЛЕЙ НАСЫЩЕННОСТИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ БОЛЬШЕХЕТСКОЙ ГРУППЫ)

На примере пласта Нх3-4 нижнехетской свиты рассмотрен один из наиболее физичных и популярных методов воспроизведения насыщения – капиллярная модель с использованием зависимости водонасыщенности (kв) от капиллярного давления (J-функция Леверетта). В данном случае капиллярное давление используется в безразмерном виде для аппроксимации зависимости kв по капиллярным исследованиям керна и последующего использования полученной зависимости с целью восстановления kв в условиях пласта.
Ключевые слова: трехмерное геологическое моделирование, капиллярная модель, модель нефтенасыщенности, J-функция Леверетта, лабораторные исследования керна.
Литература
1. Ваэль Абдалла, Джил С. Баркли, Эндрю Карнеги и др. Основы смачиваемости // Нефтегазовое обозрение. Лето 2007. С. 54–75.
2. Закревский К. Е. Геологическое 3D-моделирование. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009. 376 с.
3. Закревский К. Е., Майсюк Д. М., Сыртланов В. Р. Оценка качества 3D-моделей. М.: Изд-во ООО «ИПЦ Маска», 2008. 272 с.
4. Leverett M. C. Capillary Behavior in Porous Solids // Trans. AIME. 1941. 42, 152169

Е. А. Зарай, Ю. А. Жижимонтова, И. Н. Жижимонтов, Я. И. Гильманов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТЕЙ НА ПРОГНОЗ КОЭФФИЦИЕНТА ПОРИСТОСТИ ПРИ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОМ МОДЕЛИРОВАНИИ

Приведены результаты основных неопределенностей, оказывающих влияние на прогноз коэффициента пористости (kп) на различных этапах исследований: керн–керн, керн–ГИС, ГИС–ГИС. Неоднозначность определения kп непосредственно связана с различными факторами: сложностью изучаемого объекта, керновой и каротажной освещенностью разреза и т. д. Показано, что максимальные погрешности возникают при переходе от керновых исследований к каротажным материалам, а также при обработке самих материалов ГИС. Выявленные неопределенности ранжированы и сведены в матрицу факторов.
Ключевые слова: неопределенность, пористость, погрешность, керн, каротаж.
Литература
1. Гильманов Я. И. Опыт ООО «ТННЦ» в определении пористости образцов керна // Нефтепромысловое дело. 2020. № 9 (621). С. 35–42.
2. ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением.
3. Кобрунов А. И., Кулешов В. Е., Могутов А. С. Оценка достоверности подсчета запасов углеводородов Восточно-Сотчемью-Талыюского месторождения на основе метода нечетких петрофизических композиций // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2012. Т. 7. № 1. С. 8–9.
4. Косков В. Н., Косков Б. В. Геофизические исследования скважин и интерпретация данных ГИС. Пермь: Изд. Пермского ГТУ, 2007. 317 с.
5. Петерсилье В. И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов газа и нефти объемным методом. М.–Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.
6. Феллер В. Введение в теорию вероятностей и ее приложения. М.: Мир, 1984.
7. Хабаров А. В, Мальшаков А. В. Введение в петрофизику. Презентация обучающего семинара ООО «ТННЦ». ТННЦ ТНК-BP 04.2013.
8. API RP40. Рекомендуемые практические методы анализа керна. American Petroleum Institute, API Publishing Services, 1220 L Street, N.W., Washington, D.C. 20005, 1998.
9. Colin McPhee, Jules Reed and Izaskun Zubizarreta. Core Analysis: A Best Practice Guide. Elsevier, 2015.

Д. О. Королёв, В. А. Павлов, А. А. Анкудинов, В. Н. Архипов
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»
Д. А. Зольников
ООО «РН–ЦЭПиТР»

УСПЕШНОЕ ПЛАНИРОВАНИЕ И РЕАЛИЗАЦИЯ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Представлены результаты работы многофункциональной группы специалистов при планировании и исследованиях геолого-геомеханических условий нефтяного объекта в Красноярском крае с целью подготовки к проведению многостадийного гидроразрыва пласта в условиях ультранизкой проницаемости, аномально высокого пластового давления (АВПД) и низкого контраста напряжений между целевым объектом и соседними водоносными пластами.
Ключевые слова: геомеханическое моделирование, гидравлический разрыв пласта, прогноз, низкопроницаемый коллектор, кросс-дипольный акустический широкополосный каротаж, прогноз АВПД методом Итона, микроразрыв пласта.
Литература
1. Климова Е. Н., Кучерявенко Д. С., Поляков А. А. Новые данные об условиях формирования резервуаров Паяхского месторождения и перспективы их нефтеносности на территории Нижнеенисейского нефтегазоносного района // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2018. Т. 13. № 1.
2. Маринов В. А., Храмцова А. В. и др. Строение ачимовской толщи арктических районов Западной Сибири // Палеонтология, стратиграфия и палеография мезозоя и кайнозоя бореальных районов. 2021. С. 125–130.
3. Субботин М. Д., Павлов В. А., Королёв Д. О. и др. Специализированные исследования керна для решения задач бурения, ГРП и разработки месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 10. С. 84–92.
4. Фадеева В. А., Самойлов М. И. и др. Использование предварительной 1D геомеханической модели для планирования исследований керна // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2020. № 7. С. 29–35.
5. Eaton B. A. The Equation for Geopressure Prediction from Well Logs //Journal of Petroleum Technology. August, 1972.
6. Swarbrick R. E., Osborne M. J. Mechanisms that Generate Abnormal Pressures: an Overwiew. Abnormal Pressures in Hydrocarbon Environments // AAPG Memoir 70. B.E. Law, G.F. Ulmishek and V.I. Slavin. Tulsa, OK, American Association of Petroleum Geologists. 1998. P. 13–34.
7. Tang H., Luo J., Qiu K. et al. Worldwide Pore Pressure Prediction: Case Studies and Methods // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition Held in Jakarta, Indonesia, 20–22 September 2011. SPE–140954-MS.
8. Zoback M. D. Reservoir Geomechanics. Cambridge University Press. 2007. P. 40–55.

С. С. Кузьмина, В. А. Морева
ООО «Тюменский нефтяной научный центр»

ОСОБЕННОСТИ ВЫДЕЛЕНИЯ АНОМАЛЬНО ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ В ОТЛОЖЕНИЯХ БАЖЕНО-АБАЛАКСКОГО КОМПЛЕКСА НА ТЕРРИТОРИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Рассмотрены механизмы возникновения повышенного давления в интервале бажено-абалакского комплекса, показан метод расчета аномальности на основе результатов интерпретации 3D-сейсмики, представлены результаты расчета и рекомендации для снижения неопределенностей.
Ключевые слова: синхронная скважина, аномально высокое пластовое давление (АВПД), метод Бауэрса, бажено-абалакский комплекс, эффективное напряжение.
Литература
1. Габитов С. И., Гоцуляк А. С., Чебышев И. С., Ахметшин Т. Р. Анализ обвальной породы в процессе бурения как инструмент для безопасного строительства скважины // Нефтяная провинция. 2021. № 1 (25). С. 124–140.
2. Bowers G. L. Pore Pressure Estimation from Velocity Data: Accounting for Overpressure Mechanisms besides Undercompaction // International Journal of Rock Mechanics and Mining Science & Geomechanics Abstracts. 1995.
3. Swarbrick Mark, Osborne J. and Richard E. Mechanisms for Generating Overpressure in Sedimentary Basins: a Reevaluation // AAPG Bulletin. 1997. № 7. P. 1023–1041.
4. Ugwu G. Z. An Overview of Pore Pressure Prediction Using Seismically-Derived Velocities // Journal of Geology and Mining. 2015. № 7.