Ссылка для цитирования: Попов С.Н., Чернышов С.Е., Кривощеков С.Н. Сопоставительный анализ аналитического и численного методов расчета напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны на основе упругой модели с учетом основных конструктивных элементов скважины // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С.94-102. Актуальность исследования обусловлена необходимостью расчета напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны при разработке нефтяных и газовых месторождений для прогноза устойчивости обсадной колонны и сохранности цементного камня. Цель: на основе сопоставительного анализа методов аналитического и численного моделирования расчета напряжений вблизи вертикальной скважины с применением упругой модели определить распределение радиальных и угловых напряжений, сопоставить точность их вычисления разными методами и выявить достоинства и недостатки каждого из них. Объекты: околоскважинная зона терригенного коллектора ачимовских отложений одного из месторождений Ханты-Мансийского автономного округа. Методы: аналитический и численный конечно-элементный методы расчета напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны с учетом основных конструктивных элементов скважины и с использованием линейно-упругой модели. Результаты. Рассмотрены аналитические соотношения, используемые для расчета радиальных и угловых напряжений в колонне, цементном камне и породе-коллекторе, а также уравнения, применяемые при численном конечно-элементом моделировании напряжений вблизи вертикальной скважины. Разработана конечно-элементная схема околоскважинной зоны, включающая ее основные конструктивные элементы. Представлены результаты расчета основных компонент тензора напряжений в конструктивных элементах скважины в зависимости от радиальной координаты для величин забойного давления 20, 40 и 60 МПа. Проведен сопоставительный анализ результатов расчетов напряжений указанными методами. Показано, что наибольшее расхождение между аналитическим и численным методом составило 2 %, что соответствует радиальным напряжениям для варианта расчета с забойным давлением 20 МПа. В среднем расхождения составили: для радиальных напряжений – 0,04 %, для угловых – 0,72 %. Сделан вывод о том, что при использовании модели линейно-упругой среды и при граничных условиях в виде закрепления модели в верхней и нижней части по нормали к поверхности, а также без учета распределения давления в депрессионной воронке модели достаточно использовать аналитический метод расчета. Если же предполагается использовать комбинированные граничные условия, пороупругую модель, учет вязкопластических деформаций, то наиболее предпочтительно использовать метод численного моделирования.

At any stage of field development, the process of developing and history-matching geologic and hydrodynamic models has many uncertainties. To improve reliability of geologic and hydrodynamic models all the available information shall be used. For undeveloped fields, these are the results of hydrodynamic well tests at the stage of early production, and for fields with a high degree of exploration all the available information shall be objectively integrated. This paper considers various approaches to improvement of geological and hydrodynamic models’ reliability. The authors propose a method of hydrodynamic model history-matching to indicator diagrams results. To refine permeability cube at underexplored fields, it is proposed to history-match the geologic and hydrodynamic model to the results of hydrodynamic tests carried out at exploration stage. For fields with a high degree of exploration, it is proposed to integrate different studies. Linear discriminant analysis was used for this purpose. As a result, this allowed to significantly reduce the model adaptation time and increase its predictive reliability.

Пермский национальный исследовательский политехнический университет, Пермь, Россия В качестве новых источников углеводородов рассмотрены отложения доманикового типа. Эти отложения являются основной нефтематеринской толщей на территории Волго-Уральской провинции. Для доманиковой толщи характерны повышенная глинистость, битуминозность и трещиноватость, частое появление на фоне темноцветных пород светлых биогермных разностей, а также значительная изменчивость фильтрационноемкостных свойств пород по разрезу и площади. Отложения доманикового типа распространены почти на всей территории нефтеперспективных земель Пермского края. Коллекторские свойства обусловлены в основном наличием первичной и вторичной трещиноватости. Нефтегазоносность доманиковых отложений на территории Пермского края доказана получением притоков нефти при испытании на трех месторождениях. Большинство залежей нефти в доманиковых отложениях связано с клинофорными телами, расположенными на склонах структур или с литологически экранированными ловушками. На основе анализа геологического строения и распределения данных отложений сформулированы рекомендации для геолого-разведочных работ на ближайшие годы: проведение тематических научно-исследовательских работ, отбор керна в отложениях доманиковой формации, специальные исследования коллекторских свойств, расконсервация и изучение открытых залежей нефти в доманиковой толще. Основные работы следует сосредоточить на юге и юго-западе Пермского краяна территории Башкирского свода, юге Верхнекамской впадины, а также на территории Соликамской депрессии. Ключевые слова: нефтегазоносность, нетрадиционные углеводороды, сланцевая нефть, горючие сланцы, высокобитуминозные толщи, Пермский край, Волго-Уральская провинция, доманикиты, отложения доманикового типа, сложные коллекторы, геолого-разведочные работы, перспективы нефтегазоносности, минеральносырьевая база, нефтегенерационная толща, Камско-Кинельская система прогибов.

In oil and gas geology, the problem of uncertainty of the distribution of geological characteristics in the inter-well space of the deposit is relevant. In this paper, we propose a technique to clarify the permeability spatial distribution in the deposits of the Vostochno-Lambeyshorskoye field by classifying core material and allocation petrophysical dependences of permeability on porosity for each class separately. The identification of petrophysical types for complex carbonate reservoirs makes it possible to differentiate the void space and more accurately describe the filtration model, where the presence of cracks in the rock body plays an important role in the fluid moving to the bottom of the well. In the course of the work, the core material was classified according to the flow zone indicator parameter in several ways, the best of which was determined using a pairwise comparison of the Student's t-criteria and determination coefficients.

Ссылка для цитирования: Кривощеков С.Н., Боталов А.Н. Особенности строения и условия формирования раннефаменских рифогенных отложений южной части Денисовского прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 3. – С. 173-185. Актуальность. В настоящее время ввиду роста трудноизвлекаемых ресурсов и запасов углеводородов более актуальным становится изучение карбонатных пород сложного строения, в частности задонско-елецких отложений верхнедевонско-турнейского нефтегазоносного комплекса Денисовского прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Как известно, девонский период в истории Тимано-Печорского бассейна имеет важное значение в связи с обширным развитием рифовых отложений, представляющих собой потенциальные зоны нефтегазонакопления. Изучение общих черт строения и анализ материалов по результатам макро- и микропетрографических исследований керна позволит реконструировать фациальную зональность и палеогеографические обстановки осадконакопления задонско-елецких рифогенных построек как перспективных объектов для поиска залежей нефти и газа. Цель: изучить общие черты строения и литолого-петрографические особенности задонско-елецких рифогенных отложений Денисовского прогиба с целью реконструкции их фациальной зональности, обстановок и условий формирования. Объект: задонско-елецкие рифогенные отложения фаменского яруса верхнего девона южной части Денисовского прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Методы: литолого-фациальный анализ и палеогеографические реконструкции на основе анализа материалов, включающих комплекс геофизических исследований скважин, фотографии колонок и срезов керна, результаты изучения карбонатности пород, литолого-седиментологического описания керна, а также фотографии и микропетрографическое описание шлифов. Результаты. Представлены результаты изучения раннефаменских рифогенных отложений, являющихся потенциальными зонами нефтегазонакопления на территории юга Денисовского прогиба Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Прослежена изменчивость пород по разрезу и площади изучаемого района, что позволило выделить четыре литотипа пород, которые объединяются в две группы. Изучен вещественный состав пород на основе анализа определений карбонатности. Породы на 93–98 % сложены карбонатными минералами – кальцитом и доломитом. Макро- и микропетрографический анализ структурно-текстурных особенностей литотипов с использованием широко известной модели стандартных фациальных поясов, разработанной Дж. Уилсоном, позволил провести реконструирование фациальных обстановок осадконакопления раннефаменских отложений. Породы накапливались в трех фациальных зонах мелководно-шельфовой карбонатной платформы: передового склона, микробиального холма и мелководья, что определило их сложное полифациальное строение.