автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.16, диссертация на тему:Моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей

На правах рукописи УДК 550.834

РГб од

ХАРИТОНОВ Виктор Иванович г' и ин

2 Ъ Йп '

МОДЕЛИРОВАНИЕ ФРАКТАЛЬНОЙ СТРУКТУРЫ И ГЕОФЛЮИДОДИНАМИКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

05.13.16 - Применение вычислительной техники, математического моделирования и математических методов в научных исследованиях

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Новосибирск 2000

Работа выполнена в Сибирском отделении Международного института нелинейных исследований РАН

Научные руководители : доктор физико-математических наук,

профессор В.П. Голубятников доктор физико-математических наук Г.И. Смирнов

Официальные оппоненты : доктор технических наук

В.Г. Колмогоров

(Новосибирский государственный университет)

кандидат технических наук A.A. Бучнев

(Институт вычислительной математики и математической геофизики СО РАН)

Ведущее предприятие : Новосибирский государственный

технический университет

Защита состоится "-//" 2000 г. в 00 часов

на заседании диссертационного совета Д 063.98.01 в Новосибирском государственном университете по адресу: 630090, Новосибирск, ул. Пирогова, 2, НГУ, зал заседаний совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Новосибирского государственного университета.

Автореферат разослан "/¿Р " аи^сл 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

- 4 /О

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность. Заметный прогресс в области моделирования нефтегазовых месторождений, определяющего эффективные способы воздействия на продуктивные пласты, связан с ухудшением состояния мировых запасов нефти и газа, включая российские запасы углеводородного сырья. Основными причинами этого объективного процесса являются вступление многих известных месторождений в позднюю стадию разработки, когда уровень нефтегазодобычи снижается, и необходимость переоценки промышленно извлекаемых запасов нефти и газа с учетом появления новых высокоэффективных технологий добычи и геофизического мониторинга, базирующихся на более адекватных реальности методах моделирования нефтегазовых залежей [1-13].

Анализ современных технических средств сейсморазведки полезных ископаемых позволяет констатировать, что реализация уникальных возможностей сейсмоакустических источников волновых полей сдерживаются вследствие применения чрезмерно упрощенных моделей рассеяния сейсмических и акустических волн, отсутствия должного математического обеспечения процессов обработки результатов измерений [13-15]. Подобная ситуация характерна для электроразведки [16] и в целом для геологии нефти и газа, нефтегазодобывающей промышленности [8,12-17]. Вероятно по этой причине остается низким коэффициент успешности в поисково-разведочных работах, все еще мал процент извлечения нефти из пластов. В силу этого необходимы новые подходы к изучению геодинамики и напряженного состояния нефтегазонасыщенных объектов.

Поэтому весьма актуальной является проблема моделирования и создания новых методов фрактального анализа нефтегазонасыщенных объектов как открытых динамических систем с быстро меняющимся состоянием, то резко напряженным, то близким к стабильному, что особенно характерно в период наложенных техногенных процессов (геологоразведка, разработка месторождений нефти и газа). Фрактальное моделирование как инструмент для изучения скрытого порядка в динамике неупорядоченных систем [18-20], каковыми являются нефтегазовые месторождения, стало технологической потребностью. Фрактальные модели упрощают анализ турбулентного движения жидкости или газа, а также процесса протекания [22], что важно для индустриальных технологий технологии разработки месторождений нефти и газа. В частности, напряженные крупномасштабные фрактальные структуры возникают при закачке в пласт воды, • газа и других агентов, поддерживающих пластовое давление. Наличие фрактальных структур может быть также связано с загрязнением при-скважинных зон пласта.

Целью настоящей диссертационной работы является математическое моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей. Научно обоснованное решение этой комплексной задачи содержит следующие этапы, связанные между собой объектами и методами исследований:

- разработка фрактальной модели нефтегазовых месторождений, акустических и сейсмических процессов в нефтегазонасыщенных средах;

- фрактальное моделирование электропроводности нефтегазоносных пластов;

- разработка методов флюидодинамического моделирования нефтега-зогеологических систем, включая определение фрактальных характеристик продуктивности пласта-коллектора.

Научная новизна работы определяется ее основными положениями, выносимыми на защиту.

1) Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2) Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Исследована взаимосвязь фрактальной структуры нефтегазонасы-щенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Установлена возможность определения степени насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом по пространственным изменениям фрактонных характеристик спектра сейсмоакустических сигналов, включая трансформацию фрактонов в фононный спектр на границе нефтегазового месторождения.

3) Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых террйгенньши коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4) Установлены варианты оптимизации выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5) Представлена математическая модель флюидодинамики нефтегазо-геологических систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения геофлюидодинамической модели нефтегазовой залежи с

учетом техногенных процессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

Практическая ценность работы. В прикладном аспекте полученные результаты представляют интерес, прежде всего, с позиций перспектив появления и широкого распространения нового поколения методов комплексного анализа динамики нефтегазовых месторождений, необходимости существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации и электроразведки для детальной диагностики нефтегазоносных коллекторов, совершенствования критериев оценки их промысловой продуктивности, используемых при геологоразведке, геофизическом мониторинге и нефтегазодобыче. Определенная часть представленных в данной работе исследований использована при разработке модели геофлюидодинамики и технологической схемы Верх-Тарского месторождения нефти.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на Международной конференции «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли» (Новосибирск, 1999); XV Губкинских чтениях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазонос-

поста недр» (Москва, 1999); Научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов- изучения нефтегазовых скважин» (Новосибирск, 1999); научных семинарах Международного института нелинейных исследований РАН и Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Публикации. Основные результаты диссертации представлены в опубликованных работах [1-7].

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы по теме диссертации. Общий объем работы составляет 115 страниц, в том числе 28 иллюстраций, 11 таблиц; список литературы содержит 62 наименования.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении поставлена задача исследования, обоснована ее актуальность, представлены выносимые на защиту положения и результаты, а также кратко изложено содержание глав диссертации.

Глава 1. Фрактальная структура и геолого-геофизические параметры нефтегазовых месторождений

В первой главе представлены результаты разработки принципов, моделей и методов фрактального анализа нефтегазовых месторождений с учетом специфики строения месторождений Новосибирской области. Исследованы возможности существенного повышения информативности средств сейс-моакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей (см.§ 2). Показано, в частности, что использование этих методов позволяет осуществлять детальную диагностику геодинамики нефтегазоносных коллекторов при наложенных техногенных процессах. Установлена и изучена взаимосвязь между фрактальной структурой неупорядоченной нефтегазонасыщен-ной упругой среды и фрактонными особенностями сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней [1-4].

Фрактальная структура нефтегазоносных систем. Фрактальные кластеры, образуемые песчаниками, имеют значения хаусдорфовой размерности D, располагающиеся в интервале D = 2,574-2,87, (см., например, [21]). В отсутствие существенных перепадов давления перенос нефти или газа в терригенном коллекторе обусловлен диффузией на фрактале, отвечающем этой среде. Размерность фрактала зависит от сорта песчаника. Фрактальные свойства коллектора проявляются в широком диапазоне размеров песчаных частиц-от0,1 до 100 мкм.

Хаусдорфова размерность D этого континуального двухфазного кластера определяется соотношением

D = d-ß/ v, (I)

где d - размерность пространства; Д v - критические термодинамические показатели системы, отвечающие так называемому двухпоказательному скейлингу [22]. В предельном случае мелкозернистых пластов, когда их толщина h существенно превышает характерный размер песчаных частиц L, имеем d = 3, ß= 0,4, v= 0,88. При этом D = 2,55, что совпадает с данными для кластерных систем, составленных из пустот пористого вещества. Если размеры частиц сравнимы с толщиной песчаной пленки, то

можно считать, что с/=2, причем /3=5/36, V-4,3 и, следовательно, 0~1,9. Такой промежуточный случай отвечает вариациям фрактальной размерности кластера в интервале 1,9 < О < 2,55.

Перенос нефти в такой фрактальной структуре характеризуется плотностью вероятности /( г, / ) найти частицу, помещенную в момент вре мени г = 0 в точку 0, в точке г в момент времени С^О . Поскольку функция /( г, О является неаналитической и имеет особенности на всех масштабах, то нефтегазоносность коллектора можно описывать в указанных условиях уравнением диффузии на фрактале, которое в сферических координатах имеет вид

сР 1 д

М

а

(2)

а а

где г, /) - плавная огибающая функции/( г, /), К - обобщенный коэффициент диффузии, £ - показатель аномальной диффузии.

Из решения этого уравнения следует выражение для среднего квадрата расстояния < г2 > , на которое передвигается частица за время / :

<г2> = )г,]2'(2 + г> Г(2 + 2(2 + £)"')Г(г) . (3)

Через Г (г) в (1.2), (1.3) обозначена гамма-функция Эйлера; г=0(2+£)'1.

Фрактальный кластер радиуса г содержит ~ г узлов кластера. При блуждании на фрактале, как следует из (3), смещение от начального узла составит

гсИи(2 + *>, (4)

где £ > 0. В ситуации отсутствия фрактальности £ = 0 , и имеет место обычное для диффузии соотношение г <х .

Вероятности нахождения частицы в любом узле на расстоянии г от начального станут одинаковыми через достаточно большое время I при любом г. Поэтому вероятность оказаться через время / в начальном узле г можно представить в виде

-О „ -Щ2+Й

\\>ц СС г ОС г •. (5)

Фрактальная модель акустических и сейсмических процессов в неф-тегазонасыщенных средах. При исследовании волновых процессов в материалах с фрактальной структурой наибольший интерес представляют спектры-собственных колебаний фракталов, определяемые на основе аналогии между уравнениями упругих колебаний фракталов и уравнение!«, случайных блужданий на фрактале [22]. Локализованные колебательны« состояния на фракталах, сменяющие обычные фононные состояния пр! частотах, превышающих некоторую частоту перехода (кроссовера), име нуются фрактонами. Частотное распределение фрактонов в силу масштаб ной инвариантности имеет степенной вид, причем показатель степени опре деляется так называемой фрактонной (спектральной) размерностью

¿/=22>/(2 + £), (6)

выражаемой через показатель аномальной диффузии £ > 0 . Фрактонна размерность характеризует размерность пространства в низкочастотно! асимптотике плотности колебательных состояний.

Чрезвычайно важной в нефтегазогеологических исследованиях пред ставляется возможность оценить фрактальную размерность неоднородно

стей земной коры по частотным зависимостям коэффициентов рассеяния сейсмических волн.

Так для Западной Сибири давно актуальна проблема изучения и оценки нефтегазоносности палеозойских образований, представляющих нижний формационно-тектонический комплекс плиты. Дело осложняется тем, что в силу особого строения и состояния этого слоя земной коры невозможно получить протяженные отражающие сейсмические горизонты, пригодные для достоверных структурных построений. В мезозойском чехле таких опорных, горизонтов много [23]. Следствием этого явилась неоднозначная оценка перспективности палеозойских отложений, неуверенное картирование и разработка объектов.

Была обработана сейсмическая информация по профилю, пересекающему ряд месторождений юга Западной Сибири (рис.1). На временном разрезе выбраны участки, представляющие сложную картину акустических отражений в палеозое. Здесь наблюдается хаотичное распределение отражающих площадок, имеющих фрактальную структуру.

Фрактальная размерность - величина, имеющая много определений и способов вычисления. Важным ее свойством является то, что она входит в соотношения вида

а(е)=Се°, (7)

где а - некоторая величина, зависящая от величины е, которая обычно характеризует линейный размер; С - постоянный коэффициент пропорциональности, а показатель степени D - является фрактальной размерностью. Если прологарифмировать, то в логарифмическом масштабе по s мы получим линейную зависимость с коэффициентом пропорциональности С: In а ( е) = In С + D In £■ . (8)

Это свойство и использовалось в расчетах. По сейсмическому профилю, фрагмент которого показан в работе [23], в пределах выделенных палеозойских блоков были подсчитаны количества отражающих площадок разных размеров. Логарифмы полученных чисел представлены в виде графиков на рис.2. Четыре и более точки, соответствующие разным размерам площадок, лежат на одной прямой, наклон которой в каждом случае и дает величину D .

При анализе полученных, значений выяснилось, что от участка к участку, если имеется тектонический разлом, значение D резко меняется. Кроме того, между двумя блоками с близкими значениями D имеется третий, находящийся посередине, но с другой D. Здесь можно предполагать наличие структурного осложнения, объединяющего первые два блока. Таким образом, фрактальную величину D можно использовать как один из критериев сходства и различия участков (блоков).

В случае колебаний фрактала плотность распределения его колебательных состояний р{со) по частотам <о определяется на основе аналогии между уравнением упругих колебаний фракталов и уравнением случайных блужданий на фракталах:

pico) сс codj~X. (9)

Фрактонная размерность df=d для плотности обычных фононных состояний на d - мерной регулярной решетке.

о- проектная и глубокие скважины Д - палеозойские продуктивные скважины • блоки --сейсмопрофиль

Рис. 1.1. Схема месторождений.

к=0,99

Ы

к-0,59

к =0,8

/-

(п/

Рис. 1.2. фрактальная характеристика акустической среды в отдельных блоках палеозойского разреза: N(1) = О*; I - безразмерные длины отражающих площадок; N(1) - количество отражающих площадок с длинами </; к = 3 — О; и — фрактальная размерность блока; С- коэффициент пропорциональности.

Область фрактального поведения реальных фрактальных структур ограничивается некоторым максимальным масштабом I. При этом на масштабах, превышающих /, и , следовательно, на низких частотах, не превышающих некоторую частоту кроссовера сос (/), реализуется ситуация обычного фононного спектра. На более высоких частотах происходит переход (кроссовер) к фрактонному спектру, что может характеризовать степень нефтегазонасыщенности исследуемых сред.

Напряженность упругой пористой среды связана с ее насыщенностью нефтью или газом. Поэтому вариации во времени фрактонной части спектра будут отражать геодинамику нефтегазонасыщенных систем, обусловленную техногенными процессами. Вместе с тем появляются возможности по пространственным изменениям фрактонных характеристик судить о насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом, причем по переходу фрактонов в фононный спектр в ряде реальных ситуаций можно регистрировать границу нефтегазового месторождения.

Поскольку число частиц, составляющих реальный материал, должно соответствовать числу мод колебаний, то плотность состояний фононного (рр ) и фрактонного (р/) спектров в единице объема выражается следующим образом: d~i

■ рр{(о) = Nd j , (10)

df-l df-\ СО СО 1

Pf{co-) = NdJn—— = Ndf~~ , (11)

f ®cf

здесь N - - число фрактальных фрагментов в единице объема,

формирующих фононную часть спектра; п = (l/L)D/d^ - число частиц размера I о во фрактальном фрагменте размера I ;

cod = {Ul0)D/clJ а>е (12)

-фрактонная дебаевская частота, определяемая через частоту кроссовера сос ■

Фрактонная дебаевская частота, как и обычная дебаевская частота для фононного спектра, в качестве предела интегрирования обеспечивает нормировку числа колебаний на число частиц. Интегрируя плотности рр ( &)' и р/(со) на интервалах (0 , сос) и ( юс, c»d) соответственно, получаем, что полное число фононных состояний N „ = N, тогда как для фрактонов полное число колебательных мод N(n-1) . Полное число частиц равно числу всех колебательных состояний:

N=*Np '+Nf=Nh . (13)

Из (10), (11) следует, что на частоте кроссовера плотность фононных состояний превышает плотность фрактонных состояний:

рр - Nd > pf - Nfdf, (14)

так как d> dу (см. рис.3). Наличие этой особенности можно использовать для регистрации границ нефтенасыщенной структуры.

Проблема определения размерности фракталов, представленных неупорядоченными упругими средами, решается путем измерения фрактон-

р

10' Е-

10-2 г

Рио. Э . Плотность колебательных состояний. 10 ' Г

10-' г-

ной размерности сейсмоакустических сигналов. Результаты изучения связи между фрактонным спектром и фрактальными характеристиками упругих сред могут быть использованы для развития методов исследования геодинамики нефтегазоносных систем, геологоразведки и геофизического мониторинга месторождений нефти и газа. Разрабатываемые в настоящее время на основе современных достижений физики фракталов, геофизики и математической физики принципиально новые методы комплексного анализа нефтегеологических систем позволяют конкретизировать информацию о их динамике с учетом сложности топологии нефтегазовых коллекторов, пористой структуры напряженных нефтегазоносных слоев, изменения состояния месторождений под влиянием техногенных процессов.

Моделирование геологических и геофизических характеристик нефтегазовых золежей^Результаты математического моделирования геологических и геофизических характеристик нефтегазоносных пластов описываются и анализируются на примере трехмерной геолого-геофизической модели Верх-Тарского месторождения в §§ 3 - 5.

Судя по исходной геолого-геофизической информации, продуктивные пласты Верх-Тарского месторождения отличаются достаточно сложным геологическим строением, наличием в продуктивном разрезе нескольких зональных интервалов, неоднородностью геолого-геофизических параметров как по площади, так и по толщине. Наиболее полное отображение неоднородности залежи достигается при применении трехмерных геологических и гидродинамических моделей, позволяющих учитывать особенности геологического строения объектов, их неоднородность, типы коллекторов, особенности фильтрационных характеристик пластовых флюидов, что обусловливает большую надежность гидродинамических расчетов.

Указанным выше требованиям отвечают пакеты программ расчетных комплексов IRAP RMS и ECLIPSE, которые были использованы для создания постоянно действующей геолого-технологической модели Верх-Тарского месторождения. Программные комплексы IRAP RMS и ECLIPSE позволяют интегрировать все элементы анализа и моделирования месторождения и создавать трехмерные модели геологических объектов, которые дают возможность уточнять геологическое строение залежи и положения контактов флюидов; осуществлять дифференцированный подсчет геологических запасов углеводородов; выбирать системы разработки залежи и размещения скважин; принимать решения по проведению геолого-технологических мероприятий; прогнозировать динамику технологических показателей разработки месторождений.

Глава 2. Фрактальное моделирование электропроводности нефтегазоносных пластов

Фрактальные характеристики электропроводности иефтегазосо-держащих пористых сред. Во второй главе представлены принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазона-сыщенных пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Приведены результаты численного анализа фрактальной структуры электропроводности нефтегазоносного коллектора, которые могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

Электрическая проводимость пористых нефтегазовых залежей, исследуемая при их электромагнитном каротаже, также имеет фрактальную структуру, характерную для перколяционного кластера. Зависимость электрической проводимости пласта а от доли пространства в, занятого проводящей фазой, выражается с помощью критического показателя кластера ( следующим образом:

<г= е№(0-вс)'; 9= (/,/£)"» 0С; 0С « 1 , (15)

где р - концентрация дырок в поверхностных слоях; ц- подвижность дырок. Эффективная ширина проводящих каналов на поверхности частиц песка 4 = акТЮц определяется температурой пласта Т, изгибом зон 1/5 в поверхностных слоях и шириной области пространственного заряда а .

При О» 0С ив условиях термодинамического равновесия из (15) следует формула г г \» и

п \1<ь) кТ

Здесь п, - собственная концентрация носителей заряда, «-концентрация электронов в объеме песчаных зерен. Значения критического индекса /, характеризующего электропроводность кластера, приведены в обзоре [22]:

Величина нормированного изгиба зон в поверхностных каналах находится из интегрального уравнения

¿?Ф = /2(ф);Я = 2£иШяЕгЛ^ ; (18)

А\a\da 1 + ехр(а + Ф-/Г)'

где е- диэлектрическая проницаемость песчаных частиц; -концентрация поверхностных состояний (количество акцепторов в прослойке единичной площади); Ар-энергетический зазор между уровнем Ферми и потолком валентной зоны в кристаллите.

Численное моделирование фрактальной структуры электропроводности песчаных нефтегазосодержащих пластов. Квазинепрерывный спектр акцепторов имеет вид

;(Ф)= [—т^-; Р = , (19)

^1 + ехр(а + Ф-Л кТ К '

М(а) =

2(Ф н-а)2

1+-

Ф -а

Б

-3/2 *

Ф Е =Е - А 1п 2, а < Ф ; (20)

$ кТ я 5 я

ч

сг = ец

' ¿<тв(Ф),<ти=-^,а = /0. (21)

п Ф

Д - потенциал сил изображения, создаваемый отрицательно заряженными акцепторами; Е5 - энергия основного состояния акцепторов в отсутствие потенциала сил изображения, отсчитанная от потолка валентной зоны на поверхности зерен.

частности, . дри концентрации поверхностных состояний Ns = N< = \2cnU, /лег) , поверхностный изгиб зон Ц, =0г = Е - Ес- £,; Ее - ширина запрещенной зоны, Ес - энергетический зазор между уровнем Ферми и дном зоны проводимости в зернах песчаника.

Численное моделирование электропроводности проделано для песчаников с межкристаллитными прослойками шириной 1,1=5' 10" см и диэлектрической проницаемостью этих прослоек £а~ 4 . В этом случае квазинепрерывный спектр поверхностных состояний имеет характерную ширину А =0,075 эв, так что Д = 3 при Т = 300 К и Ф5 = 4 при Е5/кТ ~ 6 . Другие параметры нефтегазосодержащего песчаника определяются следующим образом: е=175, ¿ = 0,25мкм, а=0,1мкм, ц = 600 см2 / Вс , щ = 2 ' 1015 см"3, п = 10" см"3.

В соответствии с (16) для анализа зависимости электропроводности от величин нормированного изгиба зон в поверхностном инверсионном слое Ф , определяемых решениями интегрального уравнения (18) при заданных

значениях параметров Вир, функцию с(Ф) удобно представить в виде

< >

а

X

Если ширина песчаных слоев сравнима по величине с размерами кристаллитов, то зависимость проводимости отФ характеризует значение а = 2,45. В обратном случае, когда Ь « к , электропроводность характеризуется показателем а = 4,33 .

Численное решение уравнения (18) для разных значений параметра Р, характеризующего в шкале кТ положение уровня Ферми, и параметра В , пропорционального концентрации электронов в объеме кристаллитов и температуре пленки Г, отражает рельефную зависимость Ф от значений параметров Т7 и В (рис.4). Видно, что величина Ф возрастает при увеличении Р и уменьшении В.

Результаты численного анализа уравнения (18) позволяют определить зависимость электропроводности нефтегазосодержащего песчаника от параметров Р и В при различных значениях критических индексов / и О кластера (рис.5,6). Характер зависимости аа (/) изменяется при варьировании соотношений между параметрами а, В и Фо = Ф^=0). В случае Фо < а < Вл параметр са зависит от F немонотонно. С ростом ^ величина сга асимптотически стремится к ее значению при Ф = В'1 .

Таким образом, путем измерений температурной зависимости электропроводности можно получать информацию о критических индексах фрактального кластера, отвечающего токопереносу в песчаных нефтега-зосодержащих коллекторах. Результаты численного фрактального моделирования электропроводности нефтегазосодержащих пористых сред позволяют существенно повысить информативность методов электроразведки, используемых в нефтегазовой геологии и промышленности.

Выбор каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга. Ни один из современных промыслово-геофизических

О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 В

Рис. 4. Рельеф функции Ф (Г, В).

Рис. 5. Графики функции ст,ХЗ): 1-а = 2,45; 2-а=4,33.

'а

Рис. б. Графики функции <Хв( Г]: I -В= I. а"=2,45; 2-В = 1, а = 4,33;

3-Ф0<В'1 = 2<а = 2,45; 4 -Фа<Вх = 2 < а = 4,33; 5 - Ф0 < а = 2,45 < /Г1 = 10; 6 -Ф0< а-4,33 </г' = 10.

методов-в отдельности не в состоянии обеспечить достоверность оценки флюидодинамических параметров трещинных и порово-трещинных коллекторов нефти и газа. Каротажные исследования, особенно электроразведка, в горизонтальных стволах показали, что даже в пределах одного продуктивного пласта отмечается резкая анизотропия его свойств.

Изучение качественных и количественных параметров трещинно-поровых коллекторов возможно при комплексном наборе промыслово-геофизических исследований. Для исследований терригенных коллекторов весьма эффективны электромагнитные, акустические или радиоактивные методы каротажа.

Каротажный стандарт для промыслово-геофизического мониторинга является сугубо индивидуальным. Для терригенных мезозойских и карбонатных палеозойских резервуаров Западной Сибири можно эффективно использовать информационный потенциал таких методов, как волновой акустический, гамма-спектрометрия, стационарные и импульсные нейтронные методы.

Гидродинамические и фильтрационно-емкостные характеристики залежей наиболее достоверно отражаются в геолого-промысловых и каротажных материалах. Именно эти данные служат основой для создания модели' природных резервуаров и выявления факторов, влияющих на поисково-разведочный процесс, подсчет запасов и эффективность разработки.

Одним из признаков, часто используемых для отнесения пластов к коллекторам трещинного типа, является их характеристика на диаграммах электро- или акустического каротажа. В качестве критерия применяется инкремент затухания измеряемого электрического или акустического сигнала. По многочисленным измерениям были установлены корреляционные связи между инкрементом затухания (в случае электроразведки, например, электропроводностью) и вероятностью получения хорошего притока флюидов. Процедура разработки каротажного стандарта должна, следовательно, включать также учет фрактальной структуры исследуемых параметров и систем.

Установлены геолого-геофизические признаки для оценки трещинных терригенных резервуаров Западной Сибири. Созданы табличные модели порово-трещинных терригенных коллекторов, которые достаточно точно отражают промыслово-геофизические особенности и флюидодинамику мезозойских продуктивных пластов.

Глава 3. Моделирование геофлюидодинамики нефтегазовых месторождений

Результаты математического моделирования геофлюидодинамики нефтегазовых залежей с учетом пористой структуры напряженных нефтегазоносных слоев, изменения состояния месторождений под влиянием техногенных процессов излагаются в главе 3. При этом в качестве примера детально рассматривается геофлюидодинамическая модель Верх-Тарского нефтяного месторождения. Определены алгоритмы и программное обеспечение для такого рода моделирования нефтегазовой залежи, ее параметрические и фрактальные характеристики. Указаны возможности комплексной оценки промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа характеристик его фрактальной геофлюидодинамики [2,4,7], индикаторных диаграмм (рис.7) и т.п.

q, м3/сут

0 SO IOO 150 200 250

_

■ •скв 2 к- с«. 3 А-скв. 7 ♦-«8,9(2481-2489) О-см 9 (2471-2479) А- СКВ. !2 • - с*». 15

• \ \

0 \

\ В

Рис. 7. Месторождение Верх-Тарское. Пласт Ю1. Индикаторные диаграммы: Pias- забойное давление, q-дебит.

Фрактальные характеристики геофлюидодинамики продуктивного пласта-коллектора. Комплексная оценка продуктивности нефтеносного коллектора с учетом случайных факторов и всей совокупности геофлюи-додинамических процессов в нем может быть дана на основе анализа фрактальных характеристик дебита скважин.

Фрактальные характеристики кривых восстановления давления в нефтяной залежи, характеризующих зависимость забойного давления от дебита на рис.7, обнаружили явную статистическую связь с продуктивностью скважин. Значения размерности Хаусдорфа й и показателя Херста Я для индикаторных диаграмм, отвечающих зависимости забойного давления от дебита, представлены в таблице.

Фрактальные характеристики зависимости забойного давления от дебита

Номер скважины 1 2 3 7 9 12 15

Размерность Хаусдорфа Б 1,05 1,21 1,08 1,09 1,07 1,11 1,26

Показатель Херста Я 0,83 0,67 0,80 0,79 0,81 0,75 0,62

Для более продуктивных скважин (1,3,9) фрактальная размерность Хаусдорфа оказалась меньше, а показатель Херста больше, что характеризует усиление зависимости от предыстории и уменьшение роли случайных факторов. Следует отметить, что системе статистически независимых хаотических сигналов отвечает значение показателя Херста Я» 0,5 (см.[20]).

Меньшее значение хаусдорфовой размерности В и большее значение показателя Херста Я для кривой восстановления давления могут служить критерием и индикатором большей промысловой продуктивности скважины, если пласт-коллектор образует единую гидродинамическую систему, в которой взаимодействие скважин выражается в их взаимосвязи и взаимозависимости. Это подтверждается при сопоставлении таблицы с данными том, что более продуктивным скважинам отвечают большие значения локальной проницаемости, гидропроводности и пьезопроводности пласта. Поскольку дебит скважин является суммарным выражением флюидодинамических процессов в залежи, то указанные характеристики фрактальной геофлюидодинамики пласта-коллектора могут служить новыми показателями промысловой продуктивности скважин, позволяющими ее прогнозировать.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты диссертационной работы и выводы, которые можно сделать на их основе, заключаются в следующем.

1. Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2. Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Установлены и исследованы эффекты взаимосвязи фрактальной структуры нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенно-

стей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Предсказана трансформация во времени фрактонной части спектра сейсмоакустических сигналов в нефтегазонасыщенных системах под воздействием техногенных процессов. Указан новый метод диагностики нефтегазовых месторождений, позволяющий по пространственным изменениям фрактонных характеристик определять степень насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом, включая возможность регистрации границы месторождения по переходу фрактонов в фононный спектр.

3. Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4. Установлены возможные варианты оптимизации процесса выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5. Представлена математическая модель флюидодинамики нефтегазо-геологических систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения геофлго пдодшга м и чес кой модели нефтегазовой залежи с учетом техногенных процессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Метод фрактального моделирования сейсморазведки нефтенасыщенных систем. Сиб. журн. инд. мат., 1999. Т.2, N 1. С. 41 - 46.

2. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная геодинамика нефтегазоносных систем при наложенных техногенных процессах. Труды Международной конф. «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли» (Int. conf. «Geodynamics and Stressed State of the Earth's Bowels»). Новосибирск: Изд. CO PAH, 1999. C. 38 - 41.

3. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. О трансформации фрактонов в фононный спектр на границе нефтенасыщенной упругой среды. Препринт СОМИНИ РАН, 1999. N 99 - 5.

4. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная геодинамика нефтегазовых месторождений. Наука и технология углеводородов, 2000. N 2.

5. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная модель электропроводности нефтенасыщенных сред. Сиб. журн. инд. мат., 1999. Т.2, N 1. С. 36 - 41.

6. Запивалов Н.П., Попов И.П., Харитонов В.И. Динамические модели нефтегазовых залежей в процессе разведки и разработки, выбор каротажного стандарта для мониторинга. Материалы научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин». Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 279 - 284.

7. Запивалов Н.П., Попов И.П., Харитонов В.И. Флюидодинамические методы и технологии изучения залежей нефти и газа. Тез. докл.

XV Губкинские чтения «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр». М.: Изд. РГУНГ им. И.М. Губкина, 1999. С. 174.

ЦИТИРОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА

8. Fractals in petroleum geology and Earth processes. Ed. Barton C.C. and La Pointe P.R., N.Y. and London: Plenum Press, 1995. - 317 P.

9. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. О фрактальной структуре нефтегазовых месторождений. Докл. РАН, 1995. Т. 341, N 1.С. 110-112.

10. Zapivalov N.P., Smirnov G.I. Fractal structure of the petroleum reservoirs. Proc.30th Intern.Geological Congress, Beijing (China), 1996, V.2 of 3, P.846.

11. Еременко H.A., ЧилингарГ.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.

12. Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997.370 С.

13. Пузырев H.H. Методы и объекты сейсмических исследований. Новосибирск: Изд.СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. - 302 С.

14. ГольдинС.В. Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. М.: Недра, 1979. - 334 С.

15. Кузнецов О.JL, Крутин В.П., Соферштейн М.Б., ЦлавЛ.З. О нормальных волнах в скважине. Геология и геофизика. 1988. N 2. С.102-108.

16. Материалы научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин». Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. - 334 С.

17. Хисамутдинов Н.И., ХасановН.Н., ТелинА.Г., Ибрагимов Г.З., ЛатыповА.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений. Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИ ОУЭНП, 1994. -С. 240.

18. Mandelbrot B.B. The fractal geometry of nature. San-Francisco, 1982.

19. Зельдович Я.Б., Соколов Д.Д. Фракталы, подобие, промежуточная асимптотика. Успехи физ. наук, 1985. Т. 146, N 3. С. 493 - 506.

20. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991. - 260 С.

21. Смирнов Б.М. Физика фрактальных кластеров. М., Наука, 1991.-134С.

22. Соколов И.М. Размерности и другие геометрические критические показатели в теории протекания. Успехи физ. наук, 1986. Т. 150, N 2. С. 221 - 256.

23. Запивалов Н.П. Фрактальная геофлюидодинамика нефтенасыщен-ных систем. Труды Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа". М.: Изд. РАЕН, 1996. Т. 4. С.21 - 30.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. ФРАКТАЛЬНАЯ СТРУКТУРА И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ

ПАРАМЕТРЫ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

§ 1. Фрактальная структура нефтегазоносных систем.

§ 2. Фрактальная модель акустических и сейсмических процессов в нефтегазонасыщенных средах

§ 3. Моделирование геологических характеристик нефтегазовых залежей

§ 4. Геофизические характеристики нефтегазовых залежей

§ 5. Автоматизированная обработка материалов геофизических исследований скважин

Глава 2. ФРАКТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОПРОВОДНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

§ 6. Фрактальные характеристики электропроводности нефтегазосодержащих пористых сред.

§ 7. Численное моделирование фрактальной структуры электропроводности песчаных нефтегазосодержащих пластов

§ 8. Выбор каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

Глава 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕОФЛЮИДОДИНАМИКИ

НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

§ 9. Методы флюидодинамического моделирования нефтегазогеологических систем.

§10. Алгоритмические и программные средства построения геофлюидодинамической модели нефтегазовой залежи.

§11. Создание банка геолого-геофизических данных.

§12. Параметрическая характеристика геофлюидодинамической модели.

§13. Анализ результатов геофлюидодинамических исследований скважин и пластов

§14. Геофлюидодинамическая модель разработок залежи

§15. Фрактальные характеристики продуктивности нефтеносного пласта-коллектора.

Заметный прогресс в области моделирования нефтегазовых месторождений, определяющего эффективные способы воздействия на продуктивные пласты, связан с ухудшением состояния мировых запасов нефти и газа, включая российские запасы углеводородного сырья. Основными причинами этого объективного процесса являются вступление многих известных месторождений в позднюю стадию разработки, когда уровень нефтегазодобычи снижается, и необходимость переоценки промыш-ленно извлекаемых запасов нефти и газа с учетом появления новых высокоэффективных технологий добычи и геофизического мониторинга, базирующихся на более адекватных реальности методах моделирования нефтегазовых залежей [1-12].

В настоящее время 80% добычи нефти России обеспечивается за счет 155 крупных и средних месторождений нефти с текущими извлекаемыми запасами более 50 млн.т каждое. Большая часть из них (60%) находится в состоянии падающей добычи, что обусловлено значительной выработанностью начальных высокопродуктивных запасов. Извлекаемые запасы нефти по текущим деби-там скважин разделяются следующим образом: меньше 10т/сут. = 55%; 10 - 25 т/сут. = 15%; 25-50т/сут. = 10%; 50- 100т/сут. - 7%; свыше 100 т/сут. = 3 % .

Следует отметить, что в Ханты-Мансийском автономном округе выявлено всего 2000 залежей, из них крупных и уникальных (более 30 млн.т) только 88, но в них сконцентрировано 70% текущих извлекаемых запасов. Остальные 1912 залежей содержат 30% запасов, и каждое из них имеет менее 10 млн.т.

Среднесуточный дебит нефти одной скважины по России составляет сейчас 7,4 т/сут., а рентабельным считается дебит не менее 7,5 т/сут. Даже в богатейшем регионе Западной Сибири, Ханты-Мансийском автономном округе, в 1996 году средний дебит составил 11,8 т/сут., а в 1998 г. менее 10 т/сут. Обводненность превышает 80%, а это значит, что с каждой тонной нефти добывается 4 тонны воды.

Ввод в разработку новых объектов не компенсирует падение добычи нефти на основных месторождениях. Парадокс заключается в том, что по валовому объему извлекаемых разведанных запасов нефти Российская Федерация по разным оценкам занимает от второго до седьмого места в мире, бесспорно уступая лишь Саудовской

Аравии. Но качество запасов во многих российских регионах оказалось низкое, как по природным, так и по технологическим причинам. Появилось понятие "трудноиз-влекаемые запасы" (ТИЗ) нефти и, даже газа, которые характеризуются малоэффективными промысловыми параметрами, в том числе низкой продуктивностью скважин и малыми темпами отбора. На долю ТИЗ в балансе страны сейчас приходится более половины промышленных запасов нефти, хотя более 20 лет назад они составляли единицы процентов [10,13-16].

В годы бурного расцвета нефтяной промышленности и крупных открытий недостаточно уделялось внимания геолого-промысловому изучению нефтегазонасы-щенных объектов. Среди специалистов длительное время природные резервуары ассоциировались с моделью порового однородного пласта-коллектора. Это считалось аксиомой при подсчете запасов и проектировании разработки. Однако в большинстве случаев запасы определялись первоначально с большой ошибкой и неоднократно уточнялись; фактические показатели разработки зачастую не соответствовали проектным. Отдельные исследователи на основе обширного геолого-промыслового материала приходят к выводу, что модель пласта-коллектора имеет более сложный характер, кроме пор в их строении принимают участие трещины и каверны. Поэтому геолого-геофизические данные поисково-разведочного этапа часто не согласуются с результатами испытаний и динамикой разработки.

Поведение нефтегазоносных коллекторов, представленных пористыми средами, в существенной мере определяется стохастическими факторами, включая хаотическое распределение зерен породы коллекторов по форме и размерам. При изучении неупорядоченных систем все более эффективно используется фрактально-геометрическое описание стохастических элементов их поведения (см., например, [17-22] и цитированную там обширную литературу). Основным для аппарата фрактальной математики является понятие дробной размерности, впервые введенное Хаусдорфом [17]. На языке фрактальной математики были сформулированы основные положения теории протекания [23-26]. В частности, установлена фрактальная природа так называемых вязких пальцев в пористых средах, где сильно вязкая жидкость (нефть) вытесняется слабо вязкой жидкостью (водой) [27-29].

Получен ряд интересных результатов, относящихся к вычислению проводимости фрактальных решеток.

Как известно, пористые вещества ведут себя как системы с фрактальной структурой [21,22]. Фрактально-геометрическое описание случайных факторов поведения неупорядоченных систем в последнее время весьма активно применяется в геологии и геофизике [2-4,30-32]. Так для нужд поисковой нефтяной геологии были исследованы вариации фрактальных характеристик соляно-купольных структур [33]. Дан анализ связи фрактально-геометрических показателей с нефтегазонос-ностью и проводимостью поровых коллекторов. Сформулирован фрактальный подход к изучению электропроводности горных пород [34]. Электрическая проводимость пористых нефтегазосодержащих пластов, исследуемая при их электромагнитном каротаже, также имеет фрактальную структуру, характерную для перколяцион-ного кластера [3,35].

Выдвигается вопрос о необходимости создания фрактальных флюидодинами-ческих моделей нефтяных и газовых залежей и их учета на стадии разведки и подготовки месторождений к разработке. Такое направление определяется новыми гео-флюидодинамическими концепциями в нефтяной геологии, теоретические основы которых в кратком изложении отражены в данной работе. Особое внимание уделяется современным геодинамическим процессам [4, 36-50].

Предлагаются новые подходы к нефтегеологическому районированию и выделяют флюидодинамическую систему, которая охватывает не только осадочные бассейны, но и весь разрез литосферы. Рассматривается классификация (типизация) бассейнов по флюидодинамическим критериям (поли-, гомо-, криптогенные бассейны). Предполагается, что интенсивность и специфика флюидодинамических процессов определяет не только масштабы генерации, но и масштабы нефтегазона-копления. Получила распространение концепция, что флюидодинамическая модель является основой разработки общей теории нефтеобразования.

Геофлюидодинамика охватывает широкий спектр объектов и процессов. В данной диссертационной работе отдается предпочтение локальным флюидодинамическим системам, каковыми являются залежи нефти и газа, т.е. природно-техногенным объектам в период их изучения и освоения. Такие объекты в отличие от нефтегазоносных бассейнов и крупных геосистем могут быть подвергнуты точным измерениям, систематическим наблюдениям и управлению отдельными процессами.

Представляется, что создание флюидодинамических моделей залежей является эффективным инструментом для решения многих задач: выделение различных типов коллекторов, повышения эффективности поисково-разведочных работ, уточнения подсчета запасов и их дифференциации, геолого-промыслового обоснования эффективных технологических показателей. В конечном счете это позволяет оптимизировать процесс выработки трудноизвлекаемых запасов и повысить текущие и конечные коэффициенты нефте- и газоотдачи, что особенно важно для таких крупных нефтегазоносных провинций, как Западная Сибирь.

Необходимо учитывать тенденции развития, а, следовательно, и действовать в соответствии с реально сложившейся ситуацией. В ближайшие два-три десятилетия придется работать с трудноизвлекаемыми запасами и малодебитными месторождениями, но работать эффективно и профессионально.

Актуальность. Анализ современных технических средств сейсморазведки полезных ископаемых позволяет констатировать, что реализация уникальных возможностей сейсмоакустических источников волновых полей сдерживаются вследствие применения чрезмерно упрощенных моделей рассеяния сейсмических и акустических волн, отсутствия должного математического обеспечения процессов обработки результатов измерений [6, 44, 51-55]. Подобная ситуация характерна для электроразведки [12] и в целом для геологии нефти и газа, нефтегазодобывающей промышленности [13, 56, 57]. Вероятно по этой причине остается низким коэффициент успешности в поисково-разведочных работах, все еще мал процент извлечения нефти из пластов. В силу этого необходимы новые подходы к изучению геодинамики и напряженного состояния нефтегазонасыщенных объектов.

Поэтому весьма актуальной является проблема моделирования и создания новых методов фрактального анализа нефтегазонасыщенных объектов как открытых динамических систем с быстро меняющимся состоянием, то резко напряженным, то близким к стабильному, что особенно характерно в период наложенных техногенных процессов (геологоразведка, разработка месторождений нефти и газа). Фрактальное моделирование как инструмент для изучения скрытого порядка в динамике неупорядоченных систем, каковыми являются нефтегазовые месторождения, стало технологической потребностью. Фрактальные модели упрощают анализ турбулентного движения жидкости или газа, а также процесса протекания, что важно для индустриальных технологий технологии разработки месторождений нефти и газа [2, 3, 13]. В частности, напряженные крупномасштабные фрактальные структуры возникают при закачке в пласт воды, газа и других агентов, поддерживающих пластовое давление. Наличие фрактальных структур может быть также связано с загрязнением прискважинных зон пласта [13].

Целью настоящей диссертационной работы является математическое моделирование фрактальной структуры и геофлюидодинамики нефтегазовых залежей. На- учно обоснованное решение этой комплексной задачи содержит следующие этапы, связанные между собой объектами и методами исследований:

- разработка фрактальной модели нефтегазовых месторождений, акустических и сейсмических процессов в нефтегазонасыщенных средах;

- фрактальное моделирование электропроводности нефтегазоносных пластов;

- разработка методов флюидодинамического моделирования нефтегазогеоло-гических систем, включая определение фрактальных характеристик продуктивности пласта-коллектора.

Научная новизна работы определяется ее основными положениями, выносимыми на защиту.

1) Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2) Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Исследована взаимосвязь фрактальной структуры нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Установлена возможность определения степени насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом по пространственным изменениям фрактонных характеристик спектра сейсмоакустических сигналов, включая трансформацию фрак-тонов в фононный спектр на границе нефтегазового месторождения.

3) Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4) Установлены варианты оптимизации выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5) Представлена математическая модель флюидодинамики нефтегазогеологи-ческих систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения гео-флюидодинамической модели нефтегазовой залежи с учетом техногенных процессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

Практическая ценность работы. В прикладном аспекте полученные результаты представляют интерес, прежде всего, с позиций перспектив появления и широкого распространения нового поколения методов комплексного анализа динамики нефтегазовых месторождений, необходимости существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации и электроразведки для детальной диагностики нефтегазоносных коллекторов, совершенствования критериев оценки их промысловой продуктивности, используемых при геологоразведке, геофизическом мониторинге и нефтегазодобыче. Определенная часть представленных в данной работе исследований использована при разработке модели геофлюидодинамики и технологической схемы Верх-Тарского месторождения нефти.

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на Международной конференции «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли» (Новосибирск, 1999); XV Губкинских чтениях «Перспективные направления, методы и технологии комплексного изучения нефтегазоносности недр» (Москва, 1999);

Научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин» (Новосибирск, 1999); научных семинарах Международного института нелинейных исследований РАН и Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. »

Публикации. Основные результаты диссертации представлены в опубликованных работах [35,45,46-48, 58, 59].

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы по теме диссертации. Общий объем работы составляет 115 страниц, в том числе 28 иллюстраций, 11 таблиц; список литературы содержит 62 наименования.

Основные результаты диссертационной работы и выводы, которые можно сделать на их основе, заключаются в следующем.

1. Разработана методология фрактального анализа месторождений нефти и газа при наложенных техногенных процессах, связанных с геологоразведкой и применением индустриальных технологий нефтегазодобычи.

2. Предложены методы существенного повышения информативности средств сейсмоакустической локации, применяемых для геологоразведки и мониторинга геофизической обстановки залежей нефти и газа, на основе фрактального моделирования рассеяния сейсмических и акустических полей. Установлены и исследованы эффекты взаимосвязи фрактальной структуры нефтегазонасыщенной упругой среды и фрактонных особенностей сейсмических и акустических волн, распространяющихся и рассеиваемых в ней. Предсказана трансформация во времени фрак-тонной части спектра сейсмоакустических сигналов в нефтегазонасыщенных системах под воздействием техногенных процессов. Указан новый метод диагностики нефтегазовых месторождений, позволяющий по пространственным изменениям фрактонных характеристик определять степень насыщенности упругой среды нефтью и (или) газом, включая возможность регистрации границы месторождения по переходу фрактонов в фононный спектр.

3. Разработаны принципы фрактального моделирования электрической проводимости нефтегазосодержащих пористых сред, образуемых терригенными коллекторами в виде песчаных пластов. Дан детальный численный анализ фрактальной структуры континуального кластера электропроводности нефтегазоносного коллектора, результаты которого могут быть использованы для повышения эффективности методов электроразведки месторождений нефти и газа.

4. Установлены возможные варианты оптимизации процесса выбора каротажного стандарта для промыслово-геофизического мониторинга.

5. Представлена математическая модель флюид о динамики нефтегазогеологи-ческих систем. Указаны алгоритмические и программные средства построения геофлюидодинамической модели нефтегазовой залежи с учетом техногенных |1роцессов. Определены фрактальные характеристики промысловой продуктивности нефтеносного пласта-коллектора на основе анализа его геофлюидодинамики.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Рассматривая перспективу развития нефтегазовой индустрии необходимо иметь в виду следующие направления: 1) поиски крупных и высокодебитных нефтегазовых скоплений в новых районах и перспективных толщах, включая шельфы и большие глубины земной коры; 2) эффективное освоение выявленных и предполагаемых ресурсов в «старых» районах. Существенные приросты добычи могут быть получены за счет извлечения углеводородного сырья из ныне считающихся неперспективными зон с трудно извлекаемыми запасами.

Основными статьями прироста запасов нефти и газа являются: ревизии, улучшение технологий, доразведка существующих и открытие новых месторождений; покупка готовых запасов. Под ревизией понимается переоценка запасов в процессе разработки месторождений на основе анализа параметров их динамики, а также пересмотр и переработка старых геолого-геофизических материалов.

Универсальная гео флюид о динамическая модель залежей нефти и газа должна учитываться на всех стадиях освоения месторождений. Мониторинговое моделирование геофлюидодинамики нефтегазовых залежей способствует одновременной выработке трещинной и поровой сред, уменьшению обводненности продуктивных отложений, снижению непроизводительных затрат и комплексной ревизии запасов.

Оперативное управление процессов разработки нефтяных и газовых месторождений должно осуществляться на основе постоянного геофлюидодинамического мониторинга, что обеспечит максимальные коэффициенты нефте- и газоотдачи за счет эффективного использования пластовой энергии и своевременной корректировки систем разработки. Значительный экономический эффект от использования геофлюидодинамического мониторинга может быть получен на каждом промъ!словом объекте или в целом на месторождении при учете их особенностей.

1. Трофимук A.A., Черский Н.В., Царев В.П., Сорока Т.И. Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого OB с использованием механических полей. Докл. АН СССР, 1981. Т. 257, N 1. С. 207 - 211.

2. Fractals in petroleum geology and Earth processes. Ed. Barton C.C. and La Pointe P.R., N.Y. and London: Plenum Press, 1995. P. 317.

3. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. О фрактальной структуре нефтегазовых месторождений. Докл. РАН, 1995. Т. 341, N 1. С. 110 112.

4. Запивалов Н.П. Фрактальная геофлюидодинамика нефтенасыщенных систем. Труды Всероссийской научной конференции "Фундаментальные проблемы нефти и газа". М.: Изд. РАЕН, 1996. Т. 4. С. 21 30.

5. Трофимук A.A. Сорок лет борения за развитие нефтегазодобывающей промышленности Сибири. Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. С. 370.

6. ПузыревН.Н. Методы и объекты сейсмических исследований. Новосибирск: Изд.СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1997. С. 302.

7. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И. Фрактальный анализ нефтегеологических систем. Тезисы Всероссийской конференции «Науки о Земле на пороге XXI века: Новые идеи, подходы, решения». М.: РФФИ, Научный мир, 1997. С. 62.

8. Трофимук A.A., Молчанов В.И., ПараевВ.В. Особенности геодинамических обстановок формирования гигантских месторождений нефти и газа. Геология и геофизика, 1998. Т. 39, N 5. С. 673 682. .

9. Запивалов Н.П., Богатырева O.A. Флюидодинамические системы на юге Западной Сибири и их связь с нефтегазоносностью. Известия вузов. Геология и разведка, 1999. N 3. С. 77 84.

10. Материалы научно-практической конференции «Пути развития и повышения эффективности электрических и электромагнитных методов изучения нефтегазовых скважин». Новосибирск: Изд. СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 334.

11. Хисамутдинов Н.И., ХасановН.Н., ТелинА.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений. Т. 1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИ ОУЭНП, 1994. С. 240.

12. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. М.: Наука, 1996.

13. Халимов Э.М. Земельные отношения и оценка природных ресурсов России. Наука и технология углеводородов. 1999. N 4. С. 51 53.

14. Гарипов В.З. Состояние развития нефтегазового комплекса России. Разведка и охрана недр. 1999, N 5 6. С. 2 - 3.

15. Mandelbrot В.В. The fractal geometry of nature. San-Francisco, 1982.

16. Mandelbrot В.В. Fractals in physics: Squig clusters, diffusions, fractal measures, and- the unicity of fractal dimensionality. J. St. Phys., 1983. V. 34. P. 895 930.

17. PatersonL. Diffusion-limited aggregation and two-fluid displacements in porous media. Phys. Rev. Lett., 1984. V. 52. P. 1621 1624.

18. Зельдович Я.Б., Соколов Д.Д. Фракталы, подобие, промежуточная асимптотика. Успехи физ. наук, 1985. Т. 146, N 3. С. 493 506.

19. Смирнов Б.М. Физика фрактальных кластеров. М., Наука, 1991. С. 134.

20. Федер Е. Фракталы. М.: Мир, 1991. С. 260. j

21. Mandelbrot В.В., Given J.A. Physical properties of a new fractal model of percolation clusters. Phys. Rev. Lett., 1984. V. 52. P. 1853 1856.

22. O'Shaughnessy В., Procaccial. Diffusion on fractals. Phys. Rev. A, 1985.1. V. 32, N5. P. 3073-3083.

23. KatzA.J., Thompson A.K. Fractal sandstone pores: Implication for conductivity and pore formation. Phys. Rev. Lett., 1985. V. 54. P. 1325 1328.

24. Соколов И.М. Размерности и другие геометрические критические показатели в теории протекания. Успехи физ. наук, 1986. Т. 150, N 2. С. 221 256.

25. ChenJ.D., Wilkinson D. Pore-scale viscous fingering in porous media. Phys. Rev. Lett., 1985. V. 55. P. 1892 1895.

26. Engelberts W.F., Klinkenberg LJ. Laboratory experiments on the displacement of oil by water from packs of granular material. Petr. Congr. Proc. Third World, 1951. P. 544 554.

27. Ма1фу K.J., Boger F., Feder J., J(j>ssang Т., Meakin P. Dynamics of viscous-fingering fractals in porous media. Phys. Rev., 1987. V. A36, P. 318 324.

28. Turcotte D.L. Fractals and chaos in geology and geophysics. Cambridge University Press, 1992.

29. Fractals and dynamic systems in geoscience. Ed. KruhlJ.H. N.Y., Berlin, Heidelberg: Springer-Verlag, 1994. P. 421.

30. МанаповТ.Ф. Совершенствование методов повышения эффективности реализации геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки. Дисс. на соиск. уч. степени канд. техн. наук. Тюмень: 11 HI У, 1998. С. 54.

31. Грамберг И.С., Горяинов И.Н., СмекаловА.С. и др. Фрактальность соляно-купольных структур Суэцкого залива. Докл. РАН, 1994. Т. 336, N1. С. 80 83.

32. Исаев Г.А., Нигматулин Р., Полетаева Н.Г., СутугинН.Н. Фрактальный подход к изучению электропроводности горных пород. Геология и геофизика. 1995. Т. 36, N 3. С. 126- 132.

33. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная модель электропроводности нефтенасыщенных сред. Сиб. журн. инд. мат., 1999. Т.2, N 1. С. 36 41.

34. Файф У., Прайс Н., Томпсон А. Флюиды в земной коре. М.: 1981.

35. ГуревичА.Е. Геофлюидодинамика формирования нефтегазоносности в бассейнах с различными геодинамическими режимами. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989. С. 46-53.

36. ПецюхаЮ.А. Влияние тектоногенных процессов на формирование очагов генерации углеводородов. Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов М.: Наука. 1989. С. 202 209.

37. Запивалов Н.П., Белоносов А.Ю. О возможности энергоэнтропийного моделирования нефтегеологических систем и процессов. Книга I «Фундаментальные проблемы нефтегазогеологической науки». М.: ВНИИ ОЭНГ, 1990. С. 35-40.

38. Молчанов В.И., Гонцов A.A. Моделирование нефтегазообразования. Новосибирск. 1992. С. 219.

39. Запивалов Н.П. Геодинамическая эволюция и нефтегазоносность палеозойских бассейнов Западной Сибири. Труды Международного симпозиума. М. 1992.

40. Равдоникас О.В. Проблемы флюидодинамики (в связи с нефтегазо-носностью). Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья. М., 1993. -С. 51.

41. Колмогоров В.Г. Современная геодинамика Сибири (по геодезическим и геолого-геофизическим данным). Дисс. на соиск. уч. степени доктора техн. наук. Новосибирск. 1996. 256 С.

42. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Фрактальная геодинамика нефтегазовых месторождений. Наука и технология углеводородов, 2000. N 2.

43. Сапрыгин С.М. Тектоническая флюидодинамика. Южно-Сахалинск: Сахалинское книжное изд-во, 1997. 80 с.

44. Гольдин C.B. Интерпретация данных сейсмического метода отраженных волн. М.: Недра, 1979. С. 334.

45. Кузнецов O.JL, Рукавицын В.Н., Яблоневский Б.И. Определение пространственного положения ствола скважины сейсмоакустическим метрдом. М.: Недра, 1978. С. 56-77.

46. Кузнецов O.JL, КрутинВ.П., Соферпггейн М.Б., ЦлавЛ.З. О нормальных волнах в скважине. Геология и геофизика. 1988. N 2. С. 102 108.

47. НаймаркА.А. Фрактальность геологической среды и проблема прогнозируемости сейсмогенного макроскалывания. Изв. вузов. Геология и разведка, 1997. N 2. С. 23 31.

48. Kouznetsov O.L., SimkinE.M., Chilingar G.V., KatzS.A. Improved oil recovery by application of vibro-energy to waterflooded sandstones. J. of Petroleum Science and Engineering. 1998. V. 15. P. 121 122.

49. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1981. С. 401 -415,485-486.

50. Мирзаджанадзе А.Х., АхметовИ.М., Боксерман А.А., Филиппов В.П. Новые перспективные направления исследований в нефтегазодобыче. Нефтяное хозяйство, 1992. N 11. С. 14 16.

51. Голубятников В.П., Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. Метод фрактального моделирования сейсморазведки нефтенасыщенных систем. Сиб. журн. инд. мат., 1999. T.2,N 1. С. 41-46.

52. Запивалов Н.П., Смирнов Г.И., Харитонов В.И. О трансформации фракгонов в фононный спектр на границе нефтенасыщенной упругой среды. Препринт СОМИНИ РАН, 1999. N 99 5.

53. Неустроев Л.Н., Осипов В.В. К теории физических свойств фоточувствительных поликристаллических пленок типа PbS. Физика и техника полупроводников, 1986. Т. 20, N 2. С. 221 256.

54. Эфрос A.JI. Физика и геометрия беспорядка. М.: Наука. 1982.

55. Bak P., Tang Ch., Wiesenfeld К. Self-organized criticality: An explanation of 1/b noise. Phys. Rev. Lett., 1981. V. 59. P. 381 384.