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.