Теоретические основы создания геолого-гидродинамических моделей

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ 3
1. ИСТОРИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ 4
2. ОБЗОР НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ 10
3. ВИДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ 13
3.1. Модель трехфазной изотермической фильтрации 13
3.2. Модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации 15
3.3. Модель неизотермической фильтрации 16
4. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД, ФОРМУЛА ДАРСИ 17
4.1. Параметр литологии и коэффициент песчанистости 17
4.2. Пористость 18
4.3. Проницаемость, формула Дарси 19
4.4. Коэффициенты нефте- и водонасыщенности 22
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА 23
6. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА 27
7. МЕТОДЫ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА 33
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 38
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 39

ВВЕДЕНИЕ

Под моделью в широком научном смысле этого слова понимают реально или мысленно созданный объект (или явление), являющийся упрощённой версией моделируемого объекта или явления (прототипа) и в достаточной степени повторяющий свойства, существенные для целей конкретного моделирования. Моделирование принадлежит к числу основных методов познания природных объектов, к которым в том числе относятся месторождения углеводородов.
Создание моделей нефтяных и газовых месторождений и осуществление на их основе расчетов технологических показателей разработки месторождений - одна из главных областей деятельности инженеров и исследователей-нефтяников.
Цифровые фильтрационные модели являются средством математического моделирования процессов разработки месторождений углеводородов. Методы и программы математического моделирования различных процессов разработки прошли более чем полувековую историю развития. Первые системы моделирования были физическими моделями, затем аналоговыми и в настоящее время с развитием математических методов и появлением мощных компьютеров численными моделями.
Современные модели основаны на решении уравнений сохранения массы в многофазной постановке в сочетании с уравнением движения, в частности законом Дарси. Сложность исходных систем нелинейных уравнений в частных производных, описывающих задачи многофазной фильтрации, предопределила использование численных методов для их решения.
В настоящее время гидродинамическое моделирование рассматривается не только как средство для прогнозирования технологических показателей разработки, но и как инструмент для принятия решений при управлении разработкой месторождения.
1. ИСТОРИЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методы и программы математического моделирования различных процессов разработки прошли более чем полувековую историю развития. Первые системы моделирования были физическими моделями, затем аналоговыми и в настоящее время с развитием математических методов и появлением мощных компьютеров численными моделями. С момента зарождения теории разработки месторождений нефти и газа приходилось исследовать задачи вытеснения нефти и газа водой. Вначале они ставились и решались, как задачи с подвижной границей раздела нефть-вода или газ-вода Л.С. Лейбензоном, И.А. Чарным, В.Н. Щелкачевым и Б.Б. Лапуком, М. Маскетом и другими исследователями. В результате было получено немало различных аналитических решений, которые позволили лучше понимать фильтрационные процессы, имеющие место при разработке месторождений нефти и газа.
По мере необходимости учета неоднородности коллекторских свойств пласта, произвольности конфигураций залежи, сеток скважин оказалось, что такой подход в трехмерном случае является трудно реализуемым. Поэтому в последующие годы решение многомерных задач вытеснения из пористой среды одного флюида другим оказалось возможным благодаря рассмотрению соответствующих задач теории фильтрации в многофазной постановке [1].
Первое решение задачи двухфазной фильтрации было получено Баклеем и Левереттом для двух несмешивающихся несжимаемых жидкостей при пренебрежении гравитационными и капиллярными сила ми. Для учета капиллярных сил была предложена модель Рапопорта-Лиса. В двумерном случае имеются обобщения теории Баклея-Леверепа на случай притока к одиночной скважине, а также некоторые другие решения. Однако, несмотря на длительные и значительные усилия, до настоящего времени не имеется аналитических методов решения задач многофазной фильтрации в трехмерном случае, особенно при учете неоднородности пласта, капиллярных и гравитационных сил, фазовых переходов и во многих других случаях. Соответственно, известными аналитическими решениями невозможно дать детальный прогноз пока залежей разработки.
В истории развития гидродинамического моделирования выделяются четыре этапа.
1.1. Применение аналитических решений
Первый этап развития моделирования месторождений начинается с 1930ых годов. Обоснование технологических показателей разработки производится на основе аналитических решений уравнений для линейного двухфазного потока и радиального однофазного потока. Ввиду отсутствия сложной вычислительной техники, в качестве вычислительных средств изначально использовались логарифмические линейки и другие механические вычислительные устройства (рисунок 1.1).
Данный этап развития моделирования разработки месторождений углеводородов, с одной стороны, является наиболее ранним, так как для решения задач не требует сложных механических средств и вычислительных устройств, с другой стороны, является актуальным и в настоящее время, ввиду простоты использования аналитических решений для получения оценочных результатов.

Рисунок 1.1 – Логарифмические линейки
1.2. Ранний этап развития моделирования пласта
Ранний этап развития моделирования пласта датируется с 1955 по 1970 гг. С появлением первых цифровых компьютеров у инженеров появилась возможность применения численных методов для решения нелинейных уравнений (рисунок 1.2). В основном исследования проводились в исследовательских лабораториях НИИ, что ограничивало объем решаемых задач и приводило к получению обобщенных решений, не учитывающих детальные геологические особенности конкретных месторождений, и следовательно, к низкой надежности применяемых технологий.

Рисунок 1.2. Первые вычислительные машины:
а - малая электронная счетная машина (МЭСМ - 1951 г.);
б – большая электронная счетная машина (БЭСМ - 1952 г.)
1.3. Второй этап развития моделирования пласта
Кульминацией развития вычислительной техники ХХ века является появление персональных компьютеров, создание суперкомпьютеров и повышение доступности высокопроизводительных вычислений пользователям (рисунок 1.3). Данный этап развития гидродинамического моделирования (1970-1990 гг.) характеризуется следующими особенностями:
• высокая степень уверенности в технологиях;
• возможность моделирования крупных месторождений с учетом детального представления об их геологическим строении, в том числе использование большого количества ячеек, локального измельчения сетки и ячеек неправильной формы;
• развитие эффективных методов решения нелинейных уравнений и больших систем линейных уравнений;
• применение композиционного моделирования;
• использование графических рабочих станций;
• возможность использования суперкомпьютеров.

Рисунок 1.3. Эволюция суперкомпьютеров
1.4. Современный этап развития моделирования пласта
Одним из направлений современного этапа развития моделирования является создание адресных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ), позволяющих исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющихся на основе новых данных на протяжении всего периода разработки месторождения.
Вторым направлением является интеграция программных продуктов. Большинство крупных компаний-производителей программного обеспечения в настоящее время заняты развитием интеграционных программных комплексов для принятия решений в штатных и нештатных ситуациях и управления процессом разработки месторождений в целом.
Следует также отметить развитие геостатистических методов учета неопределенностей и вероятностный подход при подсчете запасов и прогнозировании технологических показателей разработки. Указанные подходы позволяют давать не только точечные оценки запасов и, например, коэффициента извлечения нефти, а также оценивать риски, связанные с неопределенностью геологического строения залежи и физико-химических свойств флюидов.
Для современного этапа развития гидродинамического моделирования характерны следующие особенности:
• развитие геостатистических методов для учета неопределенностей;
• оценка определенностей и рисков;
• использование линий тока;
• автоматизированное воспроизведение истории разработки;
• создание постоянно действующих геолого-технологических моделей;
• интеграция гидродинамических симуляторов с моделями внутрискважинного, наземного обустройства и экономики.
Развитие компьютерной техники и постоянное усложнение решаемых задач непосредственно связаны друг с другом во всех областях науки и нефтегазовая отрасль не исключение, так как постоянное усложнение решаемых задач стимулирует рост производительности вычислительной техники и наоборот - совершенствование компьютеров дает возможность решения более сложных задач.
Наиболее часто встречающиеся термины в современной практике моделирования – «трехмерная цифровая фильтрационная модель пласта», «трехмерная гидродинамическая модель пласта» или «геолого-технологическая модель процесса разработки пласта» имеют одинаковые значения.
Указанные модели являются математическими и представляют собой систему дифференциальных уравнений, отражающих фундаментальные законы сохранения массы, импульса, энергии, которые с наибольшей полнотой сегодня описывают изучаемый процесс. Система уравнений дополняется начальными и граничными условиями, включающими управляющие воздействия на скважинах. Следует отметить, что система уравнений с дополнительными условиями описывает фильтрационный процесс в области, которая, в свою очередь, является моделью реального геолого-технологического объекта, включающей полный набор геолого-физических и фильтрационных характеристик.
На практике же под цифровой фильтрационной или гидродинамической моделью пласта залежи эксплуатационного объекта часто понимают совокупность представлений об объекте в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором геологических и фильтрационных параметров, а также массива обработанных данных и замеров по скважинам. Однако, следует иметь в виду, что указанный набор данных непосредственно связан с компьютерной программой - гидродинамическим симулятором, реализующим численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов.
Еще одним часто применяемым термином сегодня является «постоянно действующая геолого-технологическая модель». Под словами «постоянно действующая» понимается непрерывное уточнение на основе новых данных созданной геолого-технологической модели.
2. ОБЗОР НОРМАТИВНОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ ДЛЯ СОЗДАНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Основным нормативным документом для создания геологических и гидродинамических моделей является РД 153-39.0-047-00 «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений». Настоящий Регламент детализирует требования к постоянно действующим геолого- технологическим моделям (ПДГТМ) нефтяных и газонефтяных месторождений, применяемым при составлении документов, предусмотренных РД 153-39-007-96. Построение геолого-технологических моделей рассматривается применительно к поисково-разведочному этапу и этапу эксплуатации месторождений. Регламент в значительной мере сориентирован на залежи и месторождения нефти, разрабатываемые при поддержании пластового давления путем заводнения и на естественном режиме [4].
В первой части регламента описываются общие требования и рекомендации по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей:
- порядок создания и утверждения ПДГТМ;
- техническое задание на создание ПДГТМ;
- требования к содержанию и оформлению документации геолого-технологических моделей;
- экспертиза ПДГТМ при рассмотрении технологических документов на центральной и территориальной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений.
Во второй части регламента описываются основы технологии создания ПДГТМ и содержание текстовой части документа - отчета по созданию модели.
В третьей части регламента даются рекомендации по организации работ по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технологических моделей.
Важным нормативным документом для создания геологических моделей является ГОСТ Р 56448-2015 «Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для геологического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования» [5].
Настоящий стандарт устанавливает требования к программному обеспечению для геологического моделирования месторождений нефти и газа:
- исходные данные для программного обеспечения геологического моделирования;
- функциональные требования к программному обеспечению геологического моделирования;
- требования к документированию программного обеспечения геологического моделирования;
- технические требования к программному обеспечению геологического моделирования.
Нормативным документом для создания гидродинамических моделей является ГОСТ Р 56449-2015 «Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования месторождений. Основные функциональные и технические требования» [6].
Настоящий стандарт устанавливает требования к программному обеспечению для гидродинамического моделирования газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений:
- исходные данные для программного обеспечения гидродинамического моделирования;
- функциональные требования к программному обеспечению гидродинамического моделирования;
- требования к документированию программного обеспечения гидродинамического моделирования;
- технические требования к программному обеспечению гидродинамического моделирования.
3. ВИДЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

На основе созданных в настоящее время моделей фильтрации и пористой среды можно описать большинство методов и технологий разработки месторождений углеводородов. Ниже приводится краткий обзор основных моделей.
3.1. Модель трехфазной изотермической фильтрации

Модель трехфазной изотермической фильтрации (модель нелетучей нефти или black oil model) является наиболее распространенной и широко применяемой в практике разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Она успешно используется при решении вопросов разработки месторождений в случае двухфазной и трехфазной фильтрации при различных режимах разработки.
В модели нелетучей нефти предполагается наличие трех фаз (нефть-вода-газ). Вода и нефть не смешиваются и не обмениваются массами. Газ предполагается растворимым в воде и нефти, то есть вода и нефть состоят из двух компонентов, соответственно, вода-растворенный газ и нефть-растворенный газ. Могут также использоваться более простые модификации, характеризующиеся наличием только двух фаз (газ-нефть, газ-вода, нефть-вода), являющиеся частными случаями данной модели.
Предполагается, что при изотермической фильтрации флюиды в пласте находятся при постоянной температуре и в состоянии термодинамического равновесия. В этом случае зависимости PVT (давление - объем-температура) представлены как функции зависимости объемных коэффициентов, газосодержания и вязкости флюидов от давления. Гидростатические давления в фазах различаются и характеризуются капиллярными скачками давления.
Плотность флюидов и поровый объем выражаются как функции давления с помощью уравнений состояния в явном или неявном виде.
Основные возможности применения данной модели сводятся к следующим:
1. Восстановление истории разработки месторождения и прогноз процесса на основе моделирования трехмерных течений нефти, воды или газа в неоднородном пористом, трещиновато-пористом или трещиноватом пласте, дренируемом системой произвольно расположенных вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин, а также скважин с гидроразрывом пласта.
2. Расчет процессов фильтрации с учетом упругих свойств пласта и флюидов, капиллярных и гравитационных сил, переменного давления насыщения.
3. Фильтрующиеся флюиды рассматриваются как компоненты и как фазы, то есть возможно присутствие газа как в свободном состоянии, так и растворенным в нефти.
4. Моделируются следующие режимы разработки:
• упругий;
• растворенного газа;
• водонапорный (законтурное и внутриконтурное заводнение);
• газонапорный;
• различные комбинации указанных режимов.
Модель трехфазной трехкомпонентной фильтрации имеет следующие принципиальные ограничения:
• свойства свободного и растворенного в нефти газа являются одинаковыми;
• свойства дегазированной нефти и конденсата являются идентичными;
• модель не позволяет описать динамику фракционного состава нефти (конденсата) и компонентного состава газа в процессе разработки;
• описание фазового равновесия жидкость-газ для углеводородных смесей осуществляется с большой погрешностью.
3.2. Модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации

Модель трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (композиционная модель) является примером расширения возможностей модели нелетучей нефти для решения проблем многокомпонентной фильтрации в рамках трехфазной модели.
Композиционная модель трехфазной изотермической фильтрации применяется в случае необходимости учета реального состава пластовой углеводородной смеси при разработке соответствующих месторождений:
- для газоконденсатных залежей и залежей нефти с растворенным газом, когда для целей разработки требуется по возможности максимально точный прогноз фазовых превращений пластовой смеси;
- для систем разработки или систем воздействия на пласт, существенно использующих фактический компонентный состав пластовой смеси.
В модели предполагается наличие трех фаз (нефть, вода и газ), каждая из которых состоит из n-компонентов. Считается, что перенос компонентов полностью определяется скоростями фильтрации фаз. Если рассматривать композиционную модель, в которой углеводородная система аппроксимирована двумя компонентами: нелетучим (нефтью) и летучим (газом), растворимым в нефтяной фазе, то модель сводится к описанной выше модели нелетучей нефти.
Отличительной чертой этой модели является учет содержания химических компонентов (или групп таких компонентов) в пластовом газе и пластовой нефти (конденсате). Расчет фазовых превращений осуществляется на основе полуэмпирических уравнений состояния. Эти уравнения обычно содержат значительное количество свободных параметров, позволяющих добиться хорошего совпадения расчетных и экспериментальных данных. Наиболее распространенными являются уравнения Пенга-Робинсона и Редлиха-Квонга.
3.3. Модель неизотермической фильтрации

Для моделирования тепловых методов воздействия при разработке месторождений высоковязкой нефти возникает необходимость использования модели неизотермической фильтрации.
Главной отличительной особенностью данной модели является расчет динамики трехмерного поля температуры, от которой зависят свойства и состав флюидов и фазовые проницаемости. Такой результат достигается добавлением к уравнениям, используемым при изотермической фильтрации, уравнения сохранения энергии.
Модели неизотермической фильтрации используются для моделирования следующих технологий:
• закачка горячей воды;
• закачка пара;
• закачка воды с температурой, значительно ниже пластовой, при высоковязкой нефти в пласте порядка 100 мПа·с;
• внутрипластовое горение (или окисление).
4. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ГОРНЫХ ПОРОД, ФОРМУЛА ДАРСИ

Основными фильтрационно-емкостными свойствами пласта являются: коэффициенты пористости, проницаемости, нефте и водонасыщенности. Кроме того, в модели могут быть заданы и другие свойства, например, коэффициент песчанистости, глинистости, параметр литологии.
4.1. Параметр литологии и коэффициент песчанистости

Подсчет запасов и последующее моделирование движения флюидов производится только в пределах коллектора, то есть части пласта, способной пропускать сквозь себя флюиды, также идентификатор коллектора должен учитываться при ремасштабировании геологической модели. Распределение этого дискретного параметра является результатом литолого-фациального моделирования.
Исходными данными для построения литологической модели (выделение литофаций и литотипов) являются данные геофизических исследований скважин (ГИС), исследований керна и сейсморазведки. Наиболее простым способом построения литологической модели является интерполяция параметра «коллектор/неколлектор» по скважинам и получение, таким образом, непрерывного куба песчанистости (NTG).
Коэффициент песчанистости отражает характер неоднородности пласта, равен отношению суммарной эффективной толщины всех проницаемых пластов и пропластков во всех скважинах к общей суммарной толщине горизонта (объекта разработки) в тех же скважинах:
kпесч=i=1Nhэфii=1Nhобщi.Коэффициент песчанистости показывает, какую долю занимают коллекторы в общем объеме продуктивного горизонта.
Полученный интерполяцией непрерывный куб песчанистости (NTG) дискретизируется с использованием отсечки для получения дискретного куба литологии (рисунок 4.1). Стандартная отсечка - 0,5, но иногда может использоваться и другая, например, при подгонке модели при подсчете запасов. В ряде случаев дискретизация не выполняется, полученный куб непрерывного параметра NTG рассматривается в качестве окончательного, как основа для расчета кубов фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Однако, такой подход искусственно завышает связность модели, существенно увеличивая объем коллектора.
Однако в ряде случаев, при сложном геологическом строении объекта, строятся более сложные литофациальные модели коллектора и неколлектора, например, для распределения порового, трещинно-порового и порово-кавернозного типов коллектора и последующего их раздельного учета в фильтрационной модели или для раздельного учета плотных пород и глин в составе неколлектора.

Рисунок 4.1 – Пример распределения параметра литологии
4.2. Пористость

Коэффициент пористости определяется как отношение объема порового пространства к общему объему коллектора. Такое отношение называется коэффициентом общей пористости. Этот параметр является безразмерным и может выражаться в долях единицы или процентах:
m=VпорVобр, гдегде Vпор, Vобр - объемы всех пор и образца породы соответственно.
С точки зрения фильтрации больший интерес вызывает коэффициент открытой пористости, определяемый как отношение объема связанных между собой пор к общему объему коллектора.
Для определения коэффициента пористости используют, в основном, результаты лабораторного исследования керна и геофизические методы, такие как метод сопротивлений, акустический и нейтронный. Построение куба пористости может производиться интерполяцией с учетом литолого-фациальной модели и использованием различных трендовых карт (рисунок 4.2).

Рисунок 4.2 – Пример распределения пористости
4.3. Проницаемость, формула Дарси

Проницаемостью называется способность породы пропускать через себя жидкости и газы при наличии перепада давления. Абсолютной проницаемостью называется проницаемость породы при фильтрации однородной жидкости или газа при отсутствии физико-химического взаимодействия флюида с породой и при условии полного заполнения пустотного пространства породы фильтрующимся флюидом. Как правило, в качестве флюида используют азот.
Единицей измерения проницаемости является Дарси (Д), так как проницаемость большинства пород меньше одного Дарси, то широко используется более мелкая единица измерения проницаемости, милли-Дарси (мД). В системе СИ вместо Дарси и милли-Дарси используется квадратный микрометр (мкм2), 1Д ≈ 1,02·10-12 м2 = 1,02 мкм2.
Определение проницаемости лабораторным путем по образцам породы, отобранным из пласта, относят к прямым методам измерения. Лабораторные измерения проницаемости основаны на измерении расхода Q жидкости или газа через образец пористой среды при заданном перепаде давления ∆р. Определение проницаемости производят по формуле Дарси:
Q=k∙Sμ∙∆PL, где вязкость жидкости µ, площадь поперечного сечения S и длина L образца являются известными параметрами.
Обычно на основе лабораторных исследований керна устанавливается корреляционная связь проницаемости с пористостью, которая используется для получения значений проницаемости по ГИС (рисунок 4.3). Проницаемость нельзя интерполировать линейно, так как характер ее распространения, как правило, логарифмический. Поэтому одним из часто применяемых способов построения куба проницаемости при построенном кубе пористости является расчет по зависимости проницаемости от пористости. При построении куба проницаемости могут использоваться различные зависимости проницаемости от пористости для разных групп пород.

Рисунок 4.3 – Пример зависимости проницаемость-пористость
Также следует отметить, что нефтяные пласты являются анизотропными по проницаемости и значения проницаемости в трех направлениях являются обязательными данными для гидродинамического моделирования. Как правило, определение проницаемости по направлениям не проводится, а принимается из опыта или в результате адаптации модели (рисунок 4.4).

Рисунок 4.4 – Пример распределения проницаемости
Абсолютная проницаемость является наиболее неопределенным и изменчивым свойством коллектора, и в то же время наиболее существенно влияющим на фильтрационные процессы и уровни добычи жидкости.
4.4. Коэффициенты нефте- и водонасыщенности

Коэффициенты нефте- и водонасыщенности определяются как отношение объема, занятого соответствующей фазой, к связанному паровому объему пласта:
S0=V0m∙V,Sw=Vwm∙V,где S0 - нефтенасыщенность; Sw - водонасыщенность; V - объем пласта; V0 - объем, занятый нефтью; Vw - объем, занятый водой; m - пористость.
Для нефтяного пласта S0 + Sw = 1.
При геологическом моделировании наиболее часто используются подходы, основанные на использовании зависимостей межу пористостью и насыщенностью, полученных по данным ГИС или лабораторным исследованиям керна, и/или с использованием одной зависимости величины водонасыщенности от удаленности от поверхности ВНК (рисунок 4.5).

Рисунок 4.5 – Пример распределения нефтенасыщенности
5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДОНЕФТЯНОГО КОНТАКТА

В российской практике разработки месторождений углеводородов под водонефтяным контактом (ВНК) понимается граничная поверхность в переходной зоне нефтяной залежи, ниже которой фазовая проницаемость для нефти равна нулю, то есть выше которой из пласта получают приток нефти с водой.
При построении геологических моделей и подсчете запасов за нижнюю границу залежи принимается водонефтяной контакт (ВНК), являющийся границей, ниже которой при опробовании получают однофазный поток воды, а выше - приток нефти с водой.
Обоснование положения ВНК – ответственный этап подсчета запасов. Отметки ВНК устанавливаются по данным поинтервального опробования пласта в скважинах на приток флюидов, а также с использованием результатов геофизических исследований скважин. Строятся специальные схемы обоснования положения контактов. При наклонном положении ВНК строятся карты в изолиниях, и по картам схождения, определяется положение контуров нефтеносности. Площадь нефтеносности замеряется на картах путем планиметрирования.
По керну установить положение ВНК в скважине можно при незначительной толщине переходной зоны, полном выносе керна и четком фиксировании положения контакта в керне по внешним признакам. Основную информацию о положении контактов получают методами промысловой геофизики.
В случаях, когда толщина переходной зоны невелика (до 2 м) в качестве ВНК принимают ее нижнюю границу, задача является наиболее простой.
При большой толщине переходной зоны нахождение положения ВНК по данным ГИС осложняется, поскольку необходимо определять положение нижней и верхней границ переходной зоны и собственно ВНК. Верхняя граница переходной, зоны проводится на диаграммах электрометрии (градиент-зонда) по максимуму КС (рисунок 5.1). Выделение по данным электрометрии граничных поверхностей с фазовой проницаемостью для каждой фазы (нефти и воды), равной нулю, осуществляется путем установления соответствующих им критических значений сопротивления ρк.кр . Значение ρк.кр зависит от свойств коллектора, в частности от его пористости, и для каждой залежи обосновывается исходя из результатов поинтервального опробования водонефтяной зоны в скважинах с высоким качеством цементирования.

Рисунок 5.1 – Определение границ переходной зоны и ВНК по данным электрометрии в разных скважинах
Коллекторы: 1- предельно нефтенасыщенный, 2- пepexoднoй зоны, 3- водонасыщенный, границы: 4- ВНК, 5- переходной зоны
Зная величину ρк.кр и значения сопротивления на верхней (ρк.в ) нижней (ρк.н) границах переходной зоны, найти положение ВНК можно путем линейной интерполяции, учитывая, что сопротивление в переходной зоне меняется прямолинейно.
На практике не во всех скважинах удается точно установить положение верхней границы переходной зоны и, следовательно, определить сопротивление для чисто нефтяной части пласта. Это обычно связано с литологической неоднородностью пласта или с малой толщиной его предельно нефтенасыщенной части. В таких случаях условно принимают среднее расстояние от подошвы переходной зоны до ВНК, уверенно определенное в других скважинах.
Определение начального положения контактов путем опробования пластов в скважине проводится преимущественно в разведочных скважинах на стадии подготовки залежи к разработке. Чаще путем опробования проверяют правильность данных ГИС о положении контактов. Однако в случаях, например, карбонатных трещинных коллекторов, когда методы промысловой геофизики недостаточно эффективны, опробование служит основным или даже единственным методом. Оно может проводиться в процессе бурения в необсаженных скважинах с помощью испытателей пластов на каротажном кабеле или через бурильные трубы со специальным пакерным устройством. Наиболее результативно поинтервальное опробование пластов в обсаженных скважинах (рисунок 5.2). Для поинтервального опробования на основании имеющихся керновых и геофизических данных о газонефтеводонасыщенности разреза намечают сравнительно небольшие по толщине интервалы:
-в водоносной части пласта - непосредственно под предполагаемым ВНК;
-в переходной зоне от нефти к воде (при ее значительной толщине) - несколько последовательных интервалов;
-в нефтяной части пласта - выше ВНК и ниже ГНК.

Рисунок 5.2 – Схема поинтервального опробования разреза скважины
Г, Н, П/3, В - интервалы разреза, охарактеризованные по геофизическим данным соответственно как газонасыщенный, нефтенасыщенный, переходная зона от нефти к воде, водонасыщенный; I, II, lll, IV, V - последовательные интервалы опробования; 1 - пласты-коллекторы;2- непроницаемые разделы между пластами-коллекторами; 3 - интервалы перфорации; 4- цементные стаканы, устанавливаемые в стволе скважины после опробования каждого интервала
Поинтервальное опробование скважины проводят следующим образом. Вначале перфорируют нижний из намеченных интервалов, вызывают приток флюида из пласта в скважину и после полной замены флюидом промывочной жидкости в скважине отбирают пробу. На основании этой пробы делают вывод о характере насыщения данного интервала. Затем перфорированный интервал изолируют путем установки цементного моста под давлением и производят опробование следующего интервала. Получение безводной нефти из интервала, охарактеризованного по геофизическим данным как нефтенасыщенный, указывает на то, что ВНК действительно находится ниже интервала перфорации. Получение пластовой воды из интервала, охарактеризованного по данным геофизики как водоносный интервал, подтверждает, что ВНК находится выше испытанного интервала.
6. КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГАЗА

Классификация запасов и ресурсов нефти и газа регламентируется приказом Минприроды России от 01.11.2013 № 477 "Об утверждении Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов" [7].
Настоящим приказом запасы залежей и месторождений подразделяются на:
- количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах, наличие которых в недрах доказано пробной или промышленной эксплуатацией или испытанием скважин или обосновывается геолого-геофизическими исследованиями (геологические запасы);
- часть геологических запасов, которая может быть добыта из залежи (месторождения) за весь срок разработки в рамках оптимальных проектных решений с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые запасы).
Ресурсы не вскрытых бурением объектов с предполагаемой нефтегазоносностью подразделяются на:
- количество нефти, газа и конденсата, содержащееся в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований (геологические ресурсы);
- часть геологических ресурсов, которую прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды (извлекаемые ресурсы).
Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: A (разрабатываемые, разбуренные), B1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), B2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), C1 (разведанные) и C2 (оцененные).
Запасы залежи/части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые в соответствии с утвержденным проектным документом (технологическим проектом разработки или дополнением к нему, технологической схемой разработки или дополнением к ней), относятся к категории A (разрабатываемые, разбуренные).
К категории A относятся запасы залежей/частей залежей, геологическое строение которых, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства углеводородов в пластовых и стандартных условиях и технологические характеристики залежи (режим работы, дебиты нефти, газа, конденсата, продуктивность скважин) установлены по данным эксплуатации скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовое давление, температура, коэффициенты вытеснения определены по результатам гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.
Запасы неразбуренных эксплуатационными скважинами залежей/частей залежей, разработка которых планируется в соот?