Моделирование упругих свойств битумонасыщенного песчаника отложений уфимского яруса пермской системы

Е.А. Ячменёва1, Д.И. Хасанов1, Е.Г. Грунис2

1Казанский (Приволжский) федеральный университет, г. Казань, 420008, Россия

2Татарское геологоразведочное управление ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, г. Казань, 420021, Россия


ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ

Полный текст PDF

DOI: 10.26907/2542-064X.2021.3.477-489

Для цитирования: Ячменёва Е.А., Хасанов Д.И., Грунис Е.Г. Моделирование упругих свойств битумонасыщенного песчаника отложений уфимского яруса пермской системы // Учен. зап. Казан. ун-та. Сер. Естеств. науки. – 2021. – Т. 163, кн. 3. – С. 477–489. – doi: 10.26907/2542-064X.2021.3.477-489.

For citation: Yachmeneva E.A., Khassanov D.I., Grunis E.G. Modeling of the elastic properties of bitumen-saturated sandstone in the deposits of the Ufimian Stage of the Permian System. Uchenye Zapiski Kazanskogo Universiteta. Seriya Estestvennye Nauki, 2021, vol. 163, no. 3, pp. 477–489. doi: 10.26907/2542-064X.2021.3.477-489. (In Russian)

Аннотация

Статья посвящена моделированию упругих свойств пород на основе геофизических исследований скважин и данных керновых исследований. Объектом исследования является пласт битумонасыщенного песчаника отложений уфимского яруса пермской системы. Актуальность исследования определяется тем, что именно упругие свойства являются связующим звеном между параметрами геологической модели и амплитудами волнового поля. Возможности моделирования упругих свойств позволяют снизить неоднозначность в прогнозах по сейсмическим данным, что является актуальной задачей для изучаемых отложений. Пласт-коллектор представлен битумонасыщенным песчаником, разработка которого ведется методом парогравитационного дренажа (SAGD). Контроль за разработкой залежи осуществляется сейсмическими и электрическими методами. Таким образом, оценка упругих параметров пласта по геофизическим данным и их моделирование позволяют расширить возможности интерпретации и учета априорной геолого-геофизической информации. В статье представлены результаты определения минералогического состава пород методом рентгенофазового анализа. Привлечение данных исследований керна позволило провести оценку результатов настройки объемной литологической модели. Важность корректной настройки литологической модели заключается в возможностях оценки изменчивости характеристик пласта по его мощности, что в дальнейшем может дать более качественный прогноз его коллекторских и упругих свойств. Показаны результаты моделирования упругих параметров, проведена оценка точности получаемых результатов.

Ключевые слова: упругие свойства пород, рентгенофазовый анализ, битумонасыщенный песчаник, геофизические исследования скважин, моделирование упругих свойств

Благодарности. Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 19-35-90045.

Литература

  1. Aliyeva S., Dvorkin J., Zhang W. Oil sands: Rock physics analysis from well data, Alberta, Canada // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2012. – Soc. Explor. Geophys., 2012. – P. 1–5. – doi: 10.1190/segam2012-0861.1.
  2. Yuan H., Han D.-H., Zhang W. Heavy oil sands measurement and rock-physics modeling // Geophysics. – 2016. – V. 81, No 1. – P. D57–D70. – doi: 10.1190/geo2014-0573.1.
  3. Ke G., Dong H., Johnston M.H. Rock physics modeling of the frequency dispersion in bitumen saturated sands // SEG Technical Program Expanded Abstracts 2010. – Soc. Explor. Geophys., 2010. – P. 2552–2556. – doi: 10.1190/1.3513370.
  4. Хисамов Р.С., Шаргородский И.Е., Гатиятуллин Н.С. Нефтебитумоносность пермских отложений Южно-Татарского свода и Мелекесской впадины. – Казань: Фэн, 2009. – 429 с.
  5. Хисамов Р.С., Мусин М.М.. Мусин К.М., Файзуллин И.Н., Зарипов А.Т. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта. – Казань: Фэн, 2013. – 231 с.
  6. Каюкова Г.П., Петров С.М., Успенский Б.В. Свойства тяжелых нефтей и битумов пермских отложений Татарстана в природных и техногенных процессах. – М.: ГЕОС, 2015. – 343 с.
  7. Yachmeneva E.A., Khassanov D.I. Granulometry and factor analysis in studying inhomogeneity of a terrigenous reservoir // Proc. Int. Multidiscip. Sci. GeoConf. – SGEM. – 2020. – V. 20, No 1.1. – P. 125–130. – doi: 10.5593/sgem2020/1.1/s01.016.
  8. Mitchell W.K., Nelson R.J. Statistical log analysis made practical // World Oil. – 1991. – V. 212, No 6. – P. 115–119.
  9. Mitchell W.K., Nelson R.J. A practical approach to statistical log analysis // Trans. SPWLA 29th Annu. Logging Symp. – 1988. – Pap. S, 20 p.
  10. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. Rock Physics Handbook. – N. Y.: Cambridge Univ. Press, 2020. – 756 p.
  11. Berryman J.G., Milton G.W. Exact results for generalized Gassmann's equation in composite porous media with two constituents // Geophysics. – 1991. – V. 56, No 12. – P. 1950–1960. – doi: 10.1190/1.1443006.

Поступила в редакцию

02.07.2021


Ячменёва Екатерина Анатольевна, аспирант кафедры геофизики и геоинформационных технологий

Казанский (Приволжский) федеральный университет

damir.khassanov@mail.ru

Грунис Евгений Георгиевич, кандидат геолого-минералогических наук, ведущий геофизик научно-производственного центра «Нейросейсм»

Татарское геологоразведочное управление ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License.