Оценка неоднородности коллектора с использованием фактора турбулентности как эффективного инструмента классификации гидравлических потоковых единиц для скважины BM-85, Залив Суэц, Египет

Почему слои пород под Красным морем важны

Под водами египетского залива Суэц тонкие слои песка и ила определяют, будет ли нефтяное месторождение продолжать давать продукцию или иссякнет. Даже в скважинах, которые на бумаге выглядят перспективно, одни пластовые уровни пропускают нефть свободно, тогда как другие упорно её блокируют. В этой статье рассматривается новый способ сортировки этих скрытых слоёв в одной скважине, BM‑85, при котором оценивают не только пористость пород, но и то, насколько хаотично жидкости перемещаются по их крошечным каналам.

Сложное подземное лоскутное одеяло

Исследование сосредоточено на формации Нижний сенон, пакете пород, залегающем глубоко под заливом Суэц. Этот регион известен геологам своей разорванной, разломной структурой и быстрыми изменениями типов пород. Вместо простой однородной «слоёной» структуры коллектор напоминает скорее лоскутное одеяло, сшитое из песков, марлей и тонких сланцев. Эти вариации — известные как неоднородность коллектора — сильно влияют на то, как под землёй перемещаются нефть, газ и вода, и могут стать решающим фактором между эффективной добычей и оставшимися заторами ресурсов.

Заглядывая в породы с помощью керна и каротажа

Чтобы распутать эту сложность, авторы объединили два вида данных. Сначала они изучили 103 небольших цилиндрических образца пород, или керна, взятых на глубинах примерно от 3,4 до 3,5 километра ниже поверхности. Лабораторные испытания измеряли, сколько пустого пространства содержат эти образцы (пористость) и насколько легко через них проходят жидкости (проницаемость). Затем они проанализировали непрерывные измерения, записанные инструментами, опущенными в скважину — гамма‑излучение, плотность, нейтронный, акустический и каротаж по сопротивлению — чтобы отобразить изменения типов пород и содержания флюидов на всей глубине. Сопоставив результаты керновых исследований с ответами каротажа, они смогли распространить детальную информацию о породах далеко за пределы немногих точек, где имелись керны.

Поиск лучших зон для добычи

Используя этот интегрированный набор данных, команда выделила две основные «платёжные зоны», способные давать углеводороды. Pay 1, верхний интервал, демонстрирует умеренную пористость около 21 процента и относительно высокую нефтенасыщенность порядка 63 процентов, но лишь скромную пропускную способность. Pay 2, нижний интервал, выделяется как отличный коллектор: лабораторные измерения показывают очень высокую среднюю проницаемость — сотни миллидарси — при эффективной пористости между 18 и 21 процентом. В совокупности эти показатели указывают на породу, которая не только хранит нефть, но и позволяет ей свободно перемещаться к скважине. Однако разброс измеренных проницаемостей — от почти непроницаемых до крайне проницаемых — подтверждает, что даже внутри этих платёжных зон коллектор далёк от однородности.

Когда поток перестаёт быть ламинарным

Традиционные оценки в основном связывают пористость и проницаемость, но это исследование делает шаг дальше, учитывая, как поток жидкости становится нерегулярным при более высоких скоростях или в сложных пористых системах — поведение, называемое недарсианским течением. Авторы используют величину, известную как фактор турбулентности, обозначаемый β, который возрастает, когда пути жидкости извиваются и поворачивают через узкие или извилистые поры. Вычислив β из проницаемости каждого керна и отобразив его на графике против комбинированной меры пористости и проницаемости, называемой Индексом качества коллектора (RQI), они разделили породы на две гидравлические потоковые единицы. Одна группа имеет высокий RQI и низкий β, что указывает на хорошо связные, «гладко текущие» пути. Другая показывает низкий RQI и высокий β, что говорит о более плотных, хаотичных структурах пор, которые ограничивают движение даже при удовлетворительной на первый взгляд пористости.

Связь размеров пор с характером потока

Чтобы понять, откуда берутся эти различия, команда оценивала размеры горловин пор — узких «шеек» между более крупными порами — с помощью специальных лабораторных методов и устоявшихся уравнений. Породы, доминируемые более крупными горловинами пор (макро‑ и мегапоры), как правило, имеют высокую проницаемость и низкие значения фактора турбулентности, что делает их приоритетными для добычи. Напротив, породы с преимущественно очень малыми горловинами пор ведут себя как плотные резервуары: они хранят флюиды, но отдают их неохотно, и характеризуются высокими значениями β, сигнализирующими о сильном сопротивлении потоку. Дополнительный анализ того, как ёмкость хранения и пропускная способность изменяются с глубиной, показывает, что несколько пластов с высокой проницаемостью несут большую часть потока, в то время как более толстые, но плотные слои в основном выполняют роль хранилища.

Что это значит для увеличения добычи нефти

С непрофессиональной точки зрения исследование показывает, что не вся «привлекательная» порода одинакова. Два слоя с похожей пористостью могут вести себя очень по‑разному: один с открытыми, хорошо связными порами, другой — закупоренный цементом или глинами. Добавив фактор турбулентности к стандартным измерениям, авторы дают более реалистичную картину того, какие части коллектора действительно эффективно поставляют нефть. В BM‑85 зона Pay 2 совпадает с лучшей гидравлической потоковой единицей, тогда как Pay 1 соответствует более скромной, но всё же продуктивной единице. Этот подход — сочетание керновых тестов, каротажа, оценок размеров пор и β‑основанной классификации потоковых единиц — предлагает операторам в заливе Суэц и подобных местах более острый инструмент для точного определения лучших зон, планирования заводнения и, в конечном счёте, извлечения большего объёма углеводородов из сложных подземных ландшафтов.

Цитирование: Al-Alfy, I.M., El-Sawy, M.Z., Salama, N.S. et al. Assessing reservoir heterogeneity using the turbulence factor as an effective tool for hydraulic flow unit classification for BM-85 Well, Gulf of Suez, Egypt. Sci Rep 16, 7185 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-37379-0

Ключевые слова: неоднородность коллектора, Залив Суэц, гидравлические потоковые единицы, коэффициент турбулентности бета, размер горловины поры