Интегрированная оценка кубов
фильтрационно-емкостных свойств
при выявлении зон потенциального притока к скважине

Никитин Н.С., Тюкавкина О.В.
ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе»
В статье рассматривается проблема объединения промысловых данных посредством статического описания коллектора и динамических критериев пласта для обоснования принятия решений при разработке объектов в пределах зрелых месторождений. Предложен методический алгоритм уточненного построения кубов фильтрационно-емкостных свойств с переходом к построению кубов проводимости, который основан на анализе петрофизических зависимостей, пересмотре пороговых значений пористости и проницаемости для отсечки данных по керну. На примере низкопроницаемого пласта тюменской свиты Сургутского свода показано, что новый подход позволяет выделить четко оконтуренные зоны с повышенной проводимостью, которые не идентифицируются традиционными методами. Практическое применение методики продемонстрировано для планирования ремонтно-изоляционных работ (РИР) и мероприятий по увеличению нефтеотдачи (МУН).

Введение

Для эффективного планирования мероприятий по освоению месторождений, находящихся на завершающем этапе разработки, подсчета запасов и обоснования геолого-технических мероприятий разработки необходима достоверная информация геолого-промысловых исследований, результаты анализа достоверности параметров геологической и гидродинамической моделей и др. В основе гидродинамического моделирования в качестве ключевых параметров, определяющих фильтрационно-емкостные свойства пласта, применяются значения пористости и проницаемости, точное пространственное распределение которых напрямую влияет на прогноз дебитов скважин и выбор объектов для интенсификации притока жидкости.
Актуальность темы исследования заключается в выявлении наличия методического разрыва алгоритма статистического описания коллектора и установления динамических критериев коллектора, а также в повышении эффективности принятия технико-технологических решений, в том числе планирования РИР и проведения различных МУН. Традиционное построение кубов ФЕС часто опирается на усредненные или эмпирически заданные пороги отсечки количественных значений пористости и проницаемости. Такой подход не учитывает специфику изменения этих параметров для конкретного пласта и может нивелировать значения этих параметров (согласно выбранному алгоритму софта, в котором ведется моделирование) в зонах с улучшенными свойствами, при этом формируется неадекватная фильтрационная картина для пласта в целом. Это приводит к системным ошибкам: неоптимальному расположению скважин, неверной оценке целесообразности ремонтно-изоляционных работ или мероприятий по увеличению нефтеотдачи. Проблема усугубляется сложностью корреляции данных: проницаемость, оцененная по различным источникам (керн, ГИС, гидродинамические исследования), которые могут существенно различаться и требуют интегрального подхода к построению модели [6].
Целью настоящего исследования является разработка алгоритмов моделирования и апробация методики уточненного построения кубов ФЕС с переходом к кубам проводимости для оптимизации планирования геолого-технических мероприятий (ГТМ) на зрелом месторождении.
Для достижения поставленной цели авторы решали следующие задачи:
• проведение критического анализа существующей петрофизической базы (по объекту ЮС2) и обоснование пороговых значений ФЕС для отсечки на основе статистики керна (лабораторные и геофизические данные);
• построение и сопоставление альтернативных кубов пористости и проницаемости с применением новых порогов отсечки ФЕС с исходной моделью, количественно оценив изменения в геометрии и объемах тел с лучшими ФЕС [9];
• разработка алгоритмов построения куба проводимости на основе уточненной модели ФЕС и оценка его информативности для анализа работы фонда скважин;
• выделение целевых объектов разработки на основе интегрального анализа куба проводимости и фактических дебитов скважин, установление скважин-кандидатов для проведения РИР и выделения зоны для планирования применения МУН.

Геологическая характеристика объекта

и исходная геологическая модель

Рассматриваемый объект расположен на территории Сургутского района в пределах Западно-Сибирской равнины. В тектоническом отношении месторождение приурочено к наиболее приподнятой части Сургутского свода — крупной положительной структуре фундамента Западно-Сибирской плиты, осложненной рядом локальных поднятий и разрывными нарушениями, что в целом характерно для тектонического строения данного региона [1, 11].
Продуктивный горизонт сложен среднеюрскими отложениями тюменской свиты (J₂tm). Литологически разрез свиты представлен ритмичным чередованием песчаников, алевролитов и глин с редкими прослоями плотных пород и углистых включений. Такое строение является следствием осадконакопления в условиях мелководно-морского бассейна с активным гидродинамическим режимом. Для коллекторских свойств песчаных тел характерна высокая пространственная изменчивость. По результатам построения геолого-статистического разреза, выполненного на основе данных комплекса скважин (рис. 1), продуктивные песчаники не выдержаны по площади и разрезу, имеют линзовидный характер и резко замещаются непроницаемыми разностями.
Рис. 1. Геолого-статистический разрез пласта ЮС2
Количественная оценка проницаемости подтверждает, что пласт относится к категории низкопроницаемых коллекторов: средняя проницаемость составляет 6,7·10-³ мкм² (≈6,7 мД), а коэффициент открытой пористости — 0,18 (18 %) [4, 5, 9]. При этом коэффициент нефтенасыщенности, определенный по данным ГИС, достигает 0,75, что указывает на значительный ресурсный потенциал, извлечение которого осложнено низкими фильтрационными свойствами и сложной геометрией объекта разработки [6, 7]. Геологические особенности: блоковая тектоника, фациальная невыдержанность и низкие ФЕС в целом формируют комплексную геологическую среду, которая создает существенные трудности для построения адекватных детерминированных геологических и гидродинамических моделей, в которых традиционно не в полной мере учитывается степень неоднородности коллектора [1, 3].

Анализ петрофизических зависимостей

и обоснование новых порогов отсечки

Традиционная практика построения геолого-гидродинамических моделей для сложнопостроенных терригенных коллекторов Западной Сибири часто опирается на консервативные методы (в отдельных случаях пессимистичные) для установления порогов отсечки при моделировании залежей (рис. 2) [5].
Рис. 2. Алгоритм применения традиционного метода построения 3D куба пористости

Такой подход, направленный на минимизацию рисков переоценки запасов, приводит к исключению из геологической модели значительного объема потенциально продуктивных пород, характеризующихся улучшенными, но зачастую статистически не обработанными количественными параметрами фильтрационно-емкостных свойств. В результате формируется упрощенная картина пласта, где неоднородность сглаживается, а зоны с наилучшей проводимостью могут остаться невыделенными, что негативно сказывается на точности прогнозов разработки, планировании геолого-технических мероприятий и прогнозной оценке их эффективности [7].
В рамках данной работы для пересмотра пороговых значений был проведен детальный анализ петрофизических зависимостей на основе анализа массива лабораторных исследований керна целевого пласта ЮС2 [8]. Проведена статистическая обработка данных, включающая построение кросс-плота «пористость-проницаемость» (рис. 3) и анализ кумулятивных функций распределения.
Рис. 3. Кросс-плот «пористость–проницаемость»
Установлено, что значения пористости в интервале от ~20,5 до 23 % не являются статистическим шумом или артефактом, а формируют трендовую зависимость, согласованную с зависимостью, обрезанной по отсечке в 20,49 %. Данная зависимость статистически значима и указывает на наличие пород-коллекторов с улучшенными ФЕС.
На представленном графике (рис. 3) четко визуализируется выделенный тренд (отмечен оранжевой линией), описывающий связь пористости и проницаемости в том числе и для интервала значений
пористости 20,5–23 %, который с учетом классического подхода и алгоритма (рис. 2), был установлен на отметке 18 %.

Алгоритм построения петрофизической модели

Помимо пересмотра пороговых значений пористости, для повышения адекватности гидродинамической модели для моделирования куба проницаемости было предложено ограничить куб проницаемости минимальным и максимальным значениями, установленными по керновым данным [5]. Такое построение даст возможность исключения из итоговой модели статистических аномалий, т.е. экстремально низких значений, характерных для плотных пропластков, и экстремально высоких значений, которые могут быть связаны с трещиноватостью или артефактами измерений и не отражают фильтрационные свойства основной массы коллектора. Этот шаг позволяет стабилизировать гидродинамические расчеты и получить более реалистичное распределение проводимости в пласте.
Следующим этапом является сравнение построенной петрофизической модели с учетом предложенных методов, т.е. проведение замены классического (традиционного)
построения на более детализированный, направленный на точное выделение зон с высоким потенциалом притока жидкости к скважине (рис. 4), здесь наглядно демонстрируется принципиальное различие неоднородности пласта.
Рис. 4. Построение карты проницаемости с применением традиционного (классического) подхода к моделированию
Карта проницаемости, построенная на предложенной методологии, позволяет выделить четко оконтуренные зоны с повышенной проницаемостью (более 13 мД), которые «размыты» или вовсе не выделяются на карте с традиционной отсечкой пористости в 20,49 %. Именно эти зоны, обладающие наилучшими ФЕС, представляют собой наиболее перспективные цели для геолого-технических мероприятий [9].
При таком подходе ключевым шагом является переход от статических параметров к динамическому моделированию посредством построения карты проводимости пласта (рис. 5), которая интегрирует эффективную нефтенасыщенную толщину и проницаемость в каждом элементе модели.
Рис. 5. Карта проводимости пласта
Если карты эффективных толщин и проницаемости дают представление об объеме геологических запасов и качестве коллектора, то карта проводимости количественно оценивает потенциальную фильтрационную способность пласта — его способность отдавать флюид, соответственно. Такой подход позволяет при моделировании применять предлагаемый алгоритм в качестве основного инструмента при переходе от геологического моделирования к гидродинамическому, а также дать обоснование для принятия оптимальных технико-технологических решений.

Практическое применение новой модели

для планирования ГТМ

Карта проводимости служит эталоном для оценки фактической продуктивности существующего фонда скважин. При построении карты проводимости необходимо учитывать и ранжирование разноуровневых геолого-статистических моделей, что отражено в работах [2–4].
Сопоставление текущих дебитов скважин с проводимостью зон их дренирования позволяет выявить аномальные дисбалансы «дебит-проводимость». Классическим индикатором проблемы является ситуация, когда скважина демонстрирует низкий дебит нефти и/или аномально высокую обводненность, находясь при этом в зоне с высокой модельной проводимостью. Это прямо указывает на то, что потенциальный фильтрационный потенциал пласта не реализуется, вероятно, из-за технических проблем в стволе или неучтенного прорыва вод с нецелевого пласта.
В рамках проведенного исследования по данной методологии была проанализирована скважина №103 (рис. 6). Несмотря на расположение в зоне низкой проводимости, ее дебит равный 120 м³/сут с обводненностью 93–95 % выделяется как аномальный дисбаланс.
Рис. 6. Карта проводимости пластов в районе скважины №103

Дополнительный анализ проб пластовой жидкости показал, что компонентный состав попутной воды не соответствует основным разрабатываемым пластам месторождения. Этот комплекс признаков стал прямым обоснованием для постановки ее в план по выполнению ремонтно-изоляционных работ (РИР) с целью перекрытия нецелевого водопритока. Технико-экономический расчет, выполненный на основе аналогичных ранее проведенных операций, показал, что ожидаемый прирост дебита нефти после проведения РИР может составить до 15,3 т/сут.
Таким образом, предложенный алгоритм позволяет перейти от пассивного анализа модели к активному, адресному планированию ГТМ от изоляционных работ до методов интенсификации, имея четкое геолого-гидродинамическое обоснование для каждого решения.

Экономическая оценка эффективности проведения геолого-технических мероприятий (экспресс-метод)

Предложенная методика уточнения кубов ФЕС и построения карты проводимости была направлена на адресное выделение объектов для прогнозировани проведения геолого-технических мероприятий. Экономическое обоснование отобранных кандидатов проведено в соответствии с внутренней корпоративной «Методикой оценки экономической эффективности геолого-технических мероприятий на добывающем фонде скважин», утвержденной в нефтяной компании. Ключевым оценочным критерием служит срок окупаемости, определяемый как период, необходимый для того, чтобы чистая прибыль от дополнительной добычи покрыла все связанные с ГТМ капитальные и операционные затраты.
Для различных типов мероприятий установлены нормативные сроки окупаемости, учитывающие риски, капиталоемкость и типовую эффективность: для гидроразрыва пласта — 270 суток, для ремонтно-изоляционных работ — 365 суток, для капитального ремонта скважин (КРС) — 730 суток.
Никитин Н.С., Тюкавкина О.В.
ФГБОУ ВО «Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе», Москва, Россия
tov.sing@mail.ru

Посредством применения программных модулей ПК tNavigator была апробирована методика уточненного построения геолого-гидродинамической модели, направленная на решение проблемы объединения геолого-промысловых данных с учетом статистической обработки параметров коллектора и установления динамических критериев пласта для обоснования проведения ГТМ при разработке объектов в пределах зрелых месторождений. В основу методики положен переход от анализа отдельных кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) к интегральной оценке проводимости пласта, что позволило количественно определить фильтрационную способность пласта и выявить зоны с максимальным потенциалом притока. Применение методики позволило провести корректировку верхней границы эффективной пористости с 20,49 до 23 % на основе комплексного анализа керновых данных. Установлены экстремальные значения проницаемости, которые достоверно отражают высокую пространственную неоднородность низкопроницаемого пласта тюменской свиты (J2tm). На практике методика подтверждена результатами адресного планирования геолого-технических мероприятий в результате чего были идентифицированы целевые объекты: скважины-кандидаты для проведения РИР (ликвидация нецелевых водопритоков) и скважины в зонах высокой проводимостью — кандидаты на проведение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи. Все мероприятия, запланированные на основе применения интегрированной оценки кубов ФЕС охарактеризованы планируемыми сроками окупаемости, что свидетельствует об их экономической целесообразности и низких инвестиционных рисках.
фильтрационно-емкостные свойства, проводимость пласта, порог отсечки, неоднородный коллектор, геолого-технические мероприятия, ремонтно-изоляционные работы
Никитин Н.С., Тюкавкина О.В. Интегрированная оценка кубов фильтрационно-емкостных свойств при выявлении зон потенциального притока к скважине // Экспозиция Нефть Газ. 2026.
№ 2. С. 33–37. DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-33-37
01.02.2026
УДК 553.041
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-33-37
Рекомендуемые статьи
Геология
Уточнение инклинометрии при построении геологической модели
Предложены пути решения основных сложностей в геологическом моделировании при сопровождении бурения боковых стволов
Геология
Геолого-генетические аспекты неоднородности коллекторов тюменской свиты
В статье предложен генетически обоснованный подход к изучению неоднородности коллекторов среднеюрских отложений тюменской свиты Западной Сибири (на примере месторождений Красноленинского свода)
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84
office@runeft.ru