Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка методов моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Оценка методов моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов"

На правах рукописи

СТЕПАНОВ МИХАИЛ АНАТОЛЬЕВИЧ

ОЦЕНКА МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ

НЕФТЕНОСНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (на примере месторождений Западной Сибири)

Специальность 25.00.12 - «Геология, поиски и разведка горючих полезных ископаемых» (геолого-минералогические науки)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Ростов-на-Дону 2005 г.

Работа выполнена на кафедре гидрогеологии и инженерной геологии Ростовского государственного университета

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

Назаренко Владимир Степанович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогичсских наук,

профессор Сиаиисян Эдуард Саркисович

кандидат геолого-минералогических наук, Давыденко Дмитрий Борисович

Ведущая организация: ООО «ЮганскНИПИнефть»

Защита состоится 28 декабря 2005 г. в 15.00 часов на заседании диссертационного Совета Д 212.208.15 по геолого-минералогическим наукам при Ростовском государственном университете по адресу: 344090, г. Ростов-на-Дону, ул. Зорге, 40, геолого-географический факультет РГУ.

С диссертацией можно ознакомиться в зональной научной библиотеке Ростовского государственного университета (344006, г. Ростов-на-Дону, ул. Пушкинская, 148).

Автореферат разослан « 2 ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор

В.И. Коробкин

г шШ

3

Актуальность работы.

В настоящее время цифровое моделирование нефтяных месторождений становится все более обычным явлением. Цифровые трехмерные геологиче-схие модели создеются в основном для следующих ц;лей:

- подсчет запасов;

- выделение залежей;

- как основа для последующего цифрового гидродинамического моделирования: создание схемы разработки месторождения, анализ существующей схемы разработки, анализ перспективного бурения, моделирование геолого-технологических мероприятий, моделирование горизонтальных скважин и т.д.

Точность выполнения этих задач в основном зависит от точности распространения фильтрационно-емкостных свойств внутри модели. Точность распространения этих свойств в модели во многом зависит от методов распространения свойств. В данной работе описываются и сравниваются различные методы распространения коллекторских свойств, оценивается степень их применимости для коллекторов формировавшихся при разных условиях осадконакопления, а также в зависимости от набора исходных данных (количество скважин с ГИС, наличие и тип сейсмических данных, лабораторные испытания керна и т.д.), показан процесс и результаты применения этих методов на примере Малобалыкского месторождения и участка Приобского месторождения (Западно-Сибирский бассейн).

Цель диссертационной работы и основные задачи исследований.

Целью диссертационной работы является научное обоснование методов применяемых при моделировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различных с седиментологической точки зрения и обоснование методов моделирования продуктивных коллекторов Малобалыкского месторождения.

Основными задачами исследований являлись:

1. Моделирование коллекторских свойств Малобалыкского месторождения.

2. Обоснование методов моделирования фаций и фильтрационно-емкостных свойств в различных по происхождению типах коллекторов и сравнение их эффективности и достоверности.

3. Обоснование условий применения фациального моделировании при моделировании коллекторов.

Научная новизна.

1. Создана новая геологическая модель Малобалыкского месторождения.

2. Впервые при исследованиях Малобалыкского месторождения были совместно использованы данные по скважинам и сейсмические данные, используя стохастические методы моделирования (метод Последовательного

Гауссовского моделирования).

3. Впервые при моделировании Малобалыкского месторождения применялся метод объектного моделирования (для моделирования аллювиальных фаций пласта АС4).

4. Впервые дана оценка эффективности применения различных методов моделирования в различных по происхождению типах коллекторов. Для каждого типа коллектора предложены наиболее подходящие группы методов моделирования и указаны их ограничения в применении.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы.

Данные исследования и рекомендуемые автором методы моделирования применялись для создания цифровой геологической модели всех продуктивных пластов Малобалыкского месторождения Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Применение данных методов позволило повысить достоверность созданной модели, лучше учесть геологическое строение месторождения: учесть особенности седиментологических типов отложений. В дальнейшем, созданная геологическая модель будет использоваться для цифрового гидродинамического моделирования разработки продуктивных пластов.

Апробация работы и публикации.

Методика и результаты моделирования Малобалыкского месторождения обсуждались на научно-технических советах ООО «ЮганскНИПИ-нефть», ОАО «Юганскнефтегаз» и Московского корпоративного научно-технического центра (НК «Роснефть»), докладывались на научной конференции молодых специалистов (Ханты-Мансийск).

Методики построения геологической модели участка Приобского месторождения докладывались на защите данного проекта в ЦППСНД ТПУ (г.Томск) в присутствии представителей добывающих предприятий и научно-исследовательских и проектных институтов НК «Юкос» и преподавателей университета Хериот-Ватт (Шотландия).

Результаты проведенных исследований опубликованы в 6 статьях и изложены в 2-х отчетах.

Фактический материал.

В работе использованы результаты лабораторного исследования керна и его описание, данные ГИС (по более, чем 600 скважинам для Малобалыкского месторождения и по 8 скважинам для участка Приобского месторождения), результаты интерпретации кубов ЗО-сейсмических исследований Малобалыкского месторождения и участка Приобского месторождения, результаты определения свойств флюидов и фазовых проницаемостей. Использовались отчеты предыдущих исследований Малобалыкского месторождения. Освоен большой объем зарубежной и русской литературы по методам моделирования нефтеносных коллекторов месторождений.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит 84 страницы текста, состоит из 4-х глав, введения и заключения. В первой главе дается описание основных методов моделирования, применяющихся в настоящее время; вторая глава посвящена оценке применения методов моделирования коллекторов, различных по условиям формирования; в третьей и четвертой главах описывается практическое применение этих методов на примере моделирования продуктивных пластов, соответственно Малобалыкского месторождения и участка Приобскою месторождения.

Работа иллюстрирована 42 рисунками и 2 приложениями. Список использованной литературы насчитывает 43 наименования.

Автор выражает благодарность преподавательскому составу Центра профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Томского политехнического университета (ЦППСНД ТПУ) и университета Хе-риот-Ватт (г. Эдинбург, Великобритания) за помощь в освоении новых методов моделирования нефтеносных коллекторов, а также ценные советы и консультации при моделировании участка Приобского месторождения.

Автор благодарит слуша гелей ЦППСНД ТПУ Т. Баранова, Е. Гейнрих, И. Кузина, Д. Подборонова и А. Романова за совместное моделирование участка Приобского месторождения в рамках группового учебного проекта.

Автор признателен коллективу отдела гидродинамического моделирования и баз данных ООО «ЮганскНИПИнефть» за предоставленный материал и содействие в решении теоретических и практических вопросов при моделировании коллекторов Малобалыкского месторождения.

Автор горячо благодарит B.C. Назаренко за общее руководство и консультации при подготовке диссертационной работы.

Глава 1. Методы моделирования фаций и фильтрационно-емкостных свойств коллекторских тел.

В главе рассмотрены основные математические методы, применяемые в настоящее время при моделировании фаций и коллекторских свойств продуктивных пластов нефтяных месторождений. Математические методы моделирования стали применяться в 60-х годах, когда начали использоваться упрощенные модели «песок-глина». После этого математические методы моделирования получили быстрое развитие, появились новые методы моделирования, как стохастические, так и детерминистические, стали создаваться полноценные геологические модели, быстро развиваются предназначенные для моделирования программные пакеты. В настоящее время основной тенденцией развития методов моделирования является разработка методов интеграции различных методов моделирования и различных источников информации.

При распространении фаций и коллекторских свойств используются две основных группы методов: детерминистические и стохастические.

1.1. Применение детерминистических методов при моделировании коллекторов.

К детерминистическим методам относятся различные методы интерполяции, такие как метод наименьших квадратов, кригинг или самый простой метод - метод триангуляции. Все эти методы объединяет то, что они распространяют свойства между отдельными, далеко отстоящими друг от друга точечными объектами (например, скважины), содержащими информацию об этом свойстве. Методы интерполяции сильно зависят от количества используемых скважин и равномерности их распределения. Одним из основных методов интерполяции является кригинг, который ранее применялся в горнорудной геологии. Кригинг - это метод интерполяции, использующий обобщенную линейную регрессию и вариограммы, как модель геологического пространства (Саег8,2001):

г;;г(и)-т = ^Ха(иХг(и11)-т), где:

Х„(и) - это кригинговые весовые коэффициенты. Кригинг обеспечивает простую оценку г« (и) настоящего неизвестного значения 7,(и) в точке и, поэтому ошибка оценки может быть определена средним значением и вариацией.

Важной группой детерминистических методов моделирования являются сейсмические методы - использование сейсмических атрибутов, таких как амплитуда, временная структура, когерентность, мгновенная частота, полярность, сила отражения, сейсмический импеданс и др. Сейсмические атрибуты могут достаточно хорошо коррелироваться со свойствами пласта: пористостью, коэффициентом песчанистости и др. Основное преимущество применения сейсмических атрибутов - одинаковая точность отражения структуры и свойств коллектора на всей площади исследований, независимо от количества и расположения скважин. Основной недостаток - каждый сейсмический атрибут может зависеть одновременно от нескольких свойств коллектора, что может снизить достоверность данного метода.

Важным детерминистическим методом является метод кокригинга, который позволяет совместить данные по скважинам и данные, полученные при анализе сейсмических атрибутов. Процесс кокригинга состоит из нескольких этапов (СогЬеИ, 2003):

1. Построение карты свойства по скважинным данным.

2. выявление взаимосвязи между свойством в скважинах и сейсмическим атрибутом в точке скважины.

3. Создание карты свойства по скважинам и сейсмическим атрибутам.

1.2. Применение стохастических методов при моделировании коллекторов.

В отличие от детерминистических методов с помощью стохастических методов можно получить любое количество равновероятностных реализаций

распространения свойства - между точечными источниками информации (скважины) может с равной вероятностью существовать большое количество разных, отличных друг от друга структур. Каждая точка в объеме коллектора ассоциируется со свойством, которое имеет определенную функцию вероятностного распределения. Благодаря доступности большого количества равновероятностных реализаций можно оценить степень неопределенности распределения свойства, его вариации. К наиболее распространенным стохастическим методам относятся: Последовательное Гауссовское Моделирование (Sequential Gaussian Simulation), Последовательное Индикаторное моделирование (Sequential Indicator Simulation), объектное моделирование и многоточечная геостатистика (метод «тренировочных» изображений).

Методы Последовательного Гауссовского моделирования и Последовательного Индикаторного моделирования заключаются в том, что начальные Данные (например, пористость или фация) трансформируются в нормальное Гауссовское распределение (использую степенную трансформацию). Используя метод Монте Карло, каждой ячейке присваивается случайное значение из нормализованного распределения. Затем требуемая корреляционная структура накладывается на модель смещением значений в соответствии с локальной корреляционной структурой (Corbett, 2003). Для получения необходимой корреляционной структуры используется вариограмма. Варио-грамма определяет степень коррелируемое™ значений выборки в зависимости от расстояния и выражается следующей функцией (Williams, 2000):

rih) = -k(x+h)]\ где:

2N

h - лаг, т.е. расстояние между значениями свойства; N - количество пар точек, между которыми вычисляется значение вариограммы.

Метод Последовательного Гауссовского моделирования используется для распространения в модели непрерывных свойств (пористость, проницаемость, песчанистость), а метод Последовательного Индикаторного моделирования - дискретных свойств (седиментологических фаций, литофаций), которым задаются индикаторные значения (например, 2 - песчаники, 1 - алевролиты, 0 - аргиллиты).

Метод объектного моделирования применяется для распространения в модели седиментологических фаций и литофаций, характеризующихся четкими, прогнозируемыми геометрическими формами. Процесс распространения в модели фаций заключается в случайном распределении в модели объектов, но в рамках занных входных параметров. Входными параметрами (берутся интервалы значений: минимальное, максимальное и тип распределения внутри интервала) являются размеры объектов (например, ширина и толщина русел), параметры формы объекта (например, синусоидность русел), соотношение к другим фациям, правила расположения объектов.

Метод многоточечной геостатистики для определения вероятности существования определенной модели распространения свойства использует не вариограммы, а «тренировочные» изображения (шаблоны). «Тренировочные» изображения создаются на основе фотографий или зарисовок геологических обнажений, современных отложений данного типа, на основе сейсмических карт или карт хорошо разбуренных частей месторождения.

1.3. Условия применения фациального моделирования.

В настоящее время фациальное моделирование становится неотъемлемой частью цифрового геологического моделирования продуктивных пластов. Фациальное моделирование позволяет отслеживать распространение разных типов пород, дает возможность независимо моделировать внутреннюю структуру коллекторов, представляющих разные фации. Но использование фациального моделирования имеет ограничения, за которыми выделение фаций не приносит результата или даже приводит к снижению достоверности итоговой модели коллектора. Исходя из природы фаций и условий построения модели, можно выделить несколько основных положительных факторов и критериев, определяющих достоверность фациального моделирования (второе защищаемое положение):

1. Осадки, сформировавшие коллектор, отлагаются вследствие не одного процесса, а разных процессов, т.е. формируются отложения с разной внутренней структурой.

2. Размеры фациальных тел превышают разрешающую способность моделирования, т.е. превышают размер ячеек модели. Размер ячеек должен быть такой, чтобы не упустить в модели отдельные фациальные тела и достаточно точно отобразить их геометрию.

3. Четкие границы между фациями или переходная зона между фациями не превышает размера одной ячейки модели.

4. Наличие достаточного объема информации о седиментологии отложений: седиментологическое описание керна, его увязка с кривыми ГИС, качественный сейсмический анализ. Необходимо, чтобы седиментологическое описание керна охватывало все фации данного пласта, для того, чтобы каждую фацию можно было привязать к кривым ГИС. По кривым ГИС в дальнейшем можно определить и процентное соотношение фаций между собой, и наиболее распространенные толщины фациальных тел.

Глава 2. Оценка применимости моделирования фаций и фильтра-ционно-емкостных свойств коллекторов для разных типов отложений.

2.1. Сравнение эффективности применения стохастических и детерминистических методов распространения фаций и свойств для разных типов коллекторов.

Каждой седиментологической фации свойственны отличные от других формы коллекторских тел, их размеры, особенности их расположения и осо-

бенности внутреннего строения. Соответственно, какой-либо один из методов распространения фаций и свойств в модели не может быть одинаково эффективным для всех седиментологических фаций. В данной главе проанализирована применимость различных методов моделирования для наиболее распространенных в российских месторождениях седиментационных систем, таких как:

- фуркирующие многорукавные реки;

- меандрирующие реки;

- дельты;

- прибрежно-морские отложения;

- мелководно-морские отложения;

- глубоководно-морские отложения.

Результаты данного анализа являются первым защищаемым положением.

Фуркирующие многорукавные реки характеризуются большим количеством активных каналов, разделенных песчаными и гравийными косами. Такой тип реки образуется при высокой энергии потока и наличии большого объема песчаного и гравийного материала. Отложения фуркирующих мио-горукавных рек состоят в основном из слабосортированного песчаного и гравийного материала. В целом косовые и русловые отложения слабо отличаются друг от друга, внутри них иногда наблюдается слабый тренд снижения зернистости снизу вверх. Так как отложения фуркирующих многорукавных рек характеризуются слабой выраженностью фаций и внутренней структуры, то наиболее эффективно моделирование свойств одним этапом, т.е. без распространения в модели седиментологических фаций. Непосредственное распространение коллекторских свойств будет в значительной мере отражать неоднородность коллектора. Наиболее применимыми методами моделирования являются метод Последовательного Гауссовского моделирования и метод кригинга. Вытянутость коллекторских тел вдоль направления потока должно учитываться вариограммами.

Меандрирующие реки характеризуются сильно синусоидными руслами и включают пять основных седиментологических фаций, важных с точки зрения оценки коллектора: русла, косы, береговые валы, разливные пески и пойма. Русловые и косовые отложения являются основными коллекторами и часто объединяются в одну фацию, хотя они различаются по внутренней структуре. В отложениях данных фаций зернистость и проницаемость изменяются в основном не в горизонтальной плоскости, а в вертикальном разрезе - снизу вверх зернистость и проницаемость уменьшаются. Отложения береговых валов и разливные пески характеризуются более низким качеством коллектора, но они значительно влияют на гидравлическую сообщаемость между собой руслово-косовых коллекторов, разливные пески могут покрывать до нескольких квадратных километров поймы. Пойма, состоящая в основном из глини-

стых отложений, обычно рассматривается как неколлектор. Вследствие возможности достаточно четкого разделения отложений меандрирующих рек на фации наиболее эффективными методами распространения фаций являются объектное моделирование и метод многоточечной геостатистики. При использовании этих методов необходимо задать описанные выше фации, характеристики их формы и размеров (синусоидность, ширина и толщины объектов, соотношение фаций), которые определяются по ГИС, сейсмическим картам, месторождениям-аналогам и исследованиям современных речных систем.

Дельты разделяются на две части: надводную и подводную. Надводная часть дельты состоит из отложений распределительных русел и межрусловых отложений. По внутренней структуре данные отложения аналогичны отложениям меандрирующих рек. Основным компонентом подводной части дельты являются устьевые бары, распложенные в устьях распределительных русел. В устьевых барах наблюдается увеличение зернистости и проницаемости вверх по разрезу бара и снижение значений этих параметров с увеличением расстояния от устья распределительного русла. Среди дельтовых отложений распределительные русла и устьевые бары являются наиболее качественными коллекторами. Наиболее эффективным методом моделирования дельтовых отложений является метод многоточечной геостатистики. Это связано с тем, что, используя другие методы, сложно учесть характер расположения (чаще, веерообразный) распределительных русел и устьевых баров. Применяя сейсмические карты или карты современных дельтовых систем, задается наиболее вероятное распределение коллекторских тел. Коллекторские свойства внутри фаций могут быть распространены различными способами, но так как надводная и подводная часть различаются по внутренней структуре, то необходимо раздельное моделирование коллекторских свойств в этих зонах.

Прибрежно морские отложения образуются в результате волновой деятельности морского бассейна. Наиболее качественными коллекторами являются пляжи и барьерные острова. Несмотря на то, что пляжи образуются на границе суши и моря, а барьерные острова - в море, они были объединены в одну группу, т.к. моделируются одними методами. Пляжи и барьерные острова вытяну гы параллельно береговой линии и продвигаются в сторону моря, образуя листообразные коллекторские тела. Прибрежно-морские отложения отличаются отсутствием резких границ между фациями, однородностью и крупнозернистостью отложений. Отложения данного типа могут быть распространены методом кригиига, чему способствует хорошая выдержанность коллекторских тел и преобладание плавных переходов между фациями. С помощью вариограмм задается ориентация в пространстве барьерных островов.

Мелководно-морские (шельфовые) отложения формируются в результате действия приливно-отливных и волновых течений. При доминировании приливно отливных течений терригенный материал осаждается вдоль век-

тора разностных лриливно-отливных течений, образуются вытянутые вдоль берега до километров и десятков километров тела шириной в сотни метров или первые километры, которые характеризуются уменьшением зернистости по направлению переноса осадков. Для отложений сформировавшихся при доминировании волновых течений наблюдается тенденция уменьшения зернистости с удалением от берега (Лидер, 1986). В целом, отложения, образовавшиеся в результате обоих процессов, характеризуются отсутствием резких границ, плавным изменением зернистости, выдержанностью отложений и большой площадью распространения. Вследствие данных особенностей наиболее эффективным методом распространения в модели свойств является интерполяция или кригинг без выделения фаций внутри этих отложений. Применение метода Последовательного Гауссовского моделирования эффективно только при наличии сейсмических карт, которые можно использовать для получения тренда изменения свойств.

Глубоководно-морские отложения образуются в результате перемещения вниз по подводному склону под действием сил гравитации терригенного материала. Основная масса отложений отлагается у подножия склона, образуя дельтообразные тела. При активном сносе кластического материала отдельные подводные конусы выноса могут, слившись, сформировать единое тело, вытянутое вдоль подножия склона. В целом разрез таких отложений состоит из большого количества слоев, мощность которых изменяется ог не скольких сантиметров до первых метров. Несмотря на высокую глинистость и плохие коллекторские свойства (абс. проницаемость - первые мД) данный тип отложений является основным коллектором во многих крупных месторождениях Западной Сибири, например Приобского (пласты АСцмг), Мало-балыкского (пласты БС18-22)- Наиболее эффективными методами распространения в модели коллекторских свойств в глубоководно-морских отложениях является метод Последовательного Гауссовского моделирования без применения фациального моделирования и метод кригинга. Это связано со сложностью выделения фаций в связи с отсутствием резких границ между разными литологическими типами, отсутствием четких закономерностей их распространения и невыдержанностью в плане.

2.2. Оценка применения карт и кубов сейсмических атрибутов при распространении коллекторских свойств в различных типах отложений.

Как упоминалось выше, сейсмические атрибуты - это определенные сейсмические характеристики, которые имеют хорошую корреляцию со свойствами коллектора (пористостью, песчанистостью). В настоящее время атрибутный анализ стал активно применяться в связи с широким распространением трехмерных сейсмических исследований. Применение карт и кубов сейсмических атрибутов резко повышает достоверность моделей коллекторов. Использование сейсмических атрибутов сглаживает основные недостатки кригинга и стохас-

тических методов: зависимость точности кригинга от количества и расположения скважин и равномерность распространения стохастическими методами. В разных типах отложений применение данных атрибутного анализа имеет разную эффективность, что связано с в основном с разрешающей способностью сейсмических исследований и контрастностью свойств самих отложений.

Для моделирования отложений фуркирующих многорукавных рек использование сейсмических карт имеет высокую эффективность, из-за большой мощности отложений и хорошими коллекторскими свойствами, резко отличающимися от окружающих пород. При отложениях меандрирующих рек с помощью атрибутного анализа можно выделить только скопления русловых и косовых отложений, но не отдельные русла, мощность которых (2-5 м) меньше разрешающей способности сейсмических исследований. При моделировании дельтовых отложений из-за большой мощности сейсмическими исследованиями хорошо выделяются устьевые бары, в модели надводной части дельты сейсмические карты можно использовать как «тренировочные» шаблоны при применении метода многоточечной геостатистики. Для моделирования прибрежно-морских и мелководно-морских отложений применение карт и кубов сейсмических атрибутов характеризуется высокой эффективностью, что связано с достаточно большой мощностью отложений и их выдержанности, как по площади так и в вертикальном сечении. В моделях глубоководно-морских отложений из-за незначительной мощности песчаных слоев не могут быть выделены все песчаные тела. Сейсмические карты могут быть использованы как тренд при применении стохастических методов.

Глава 3. Моделирование коллекторских свойств продуктивных пластов Малобалыкского месторождения.

3.1. Общая информация.

Малобалыкское месторождение в административном отношении расположено на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 64 км к юго-западу от города Нефтеюганска. Месторождение открыто в 1966 году и находится в эксплуатации с 1984 года. Площадь месторождения порядка 360 кв. км.

Нефтеносными являются пласты АС4, АС5 6, АС7 (черкашинская свита нижнего мела), БС92, БС101 (ахская свита нижнего мела), БСп-22 или ачимов-ская толща (ахская свита нижнего мела), ЮС0 (баженовская свита верхней юры) и ЮС2 (тюменская свита средней юры). Основные запасы приурочены к отложениям ачимовской толщи. Дебиты нефти достигают 218 м3/сут при фонтанировании.

К началу 2004 г. было пробурено 1108 эксплуатационных и 43 разведочных скважины. Все эксплуатационные скважины сосредоточены в центральной части месторождения, в то время как остальная часть месторождения характеризуется недостатком скважинной информации.

3.1. Геологическое строение Малобалмкского месторождения.

3.1.1. Стратиграфия.

Геологический разрез Малобалыкского месторождения представлен пес-чано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, которые подстилаются метаморфизованными породами палеозойского складчатого фундамента.

Для отложений палеозойского фундамента характерна резкая изменчивость состава пород - на Малобалыкской площади разведочными скважинами вскрыты серпентениты темно-зеленые, породы вулканического происхождения зеленовато-серые и темно-серые, а также карбонатные породы. Вскрытая толщина пород фундамента - до 67 м. Почти во всех скважинах, пройденных до палеозойского фундамента вскрыты отложения древней коры выветривания.

Отложения юрской системы залегают несогласно (со значительным перерывом) на породах складчатого основания или его коре выветривания и перекрываются отложениями нижнего мела. Представлены всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний и средний отделы сложены близкими по генезису породами, выделяемыми в тюменскую свиту. Верхний отдел подразделяется на абалакскую и баженовскую свиту.

Отложения тюменской свиты на рассматриваемой территории вскрыты 5 скважинами на глубинах 2831-3200 м. Общая толщина тюменской свиты -до 243 м. Выделяются две подсвиты: средняя и верхняя. Средняя подсвита вскрыта 2 скважинами и представлена темно-серыми до черных уплотненными аргиллитами, толщина подсвиты 48 м. Верхняя представлена переслаиванием аргиллитов и алевролитов с маломощными прослоями песчаников. Толщина верхней подсвиты составляет порядка 150 м. К верхней под-свите приурочены пласты ЮСз и ЮС2.

Отложения абалакской свиты вскрыты 12 скважинами и представлены буровато-черными аргиллитами с прослоями алевролитов. Общая толщина абалакской свиты от 13 до 29 м. Баженовская свита согласно залегает на абалакской свите на глубинах 2681-2921 м и вскрыта большинством пробуренных скважин. Свита характеризуется выдержанностью состава и слагается аргиллитами темно-серыми до черных, битуминозными. Породы баже-иовской свиты четко выделяются в разрезе, как по керну, так и по комплексу ГИС. Общая толщина свиты на Малобалыкском месторождении достигает 27-39 м. К кровле свиты относится регионально выдержанный опорный отражающий сейсмический горизонт «Б». К баженовской свите приурочен пласт ЮС0.

Отложения меловой системы представлены двумя отделами: нижним и верхним. Нижний отдел включает в себя породы 5 свит (снизу вверх): ах-скую, черкашинскую, алымскую, викуловскую и большей частью ханты-

мансийскую. К верхнему отделу меловой системы относятся: уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Ахская свита согласно залегает на породах баженовской свиты и согласно перекрывается отложениями черкашинской свиты. В нижней части свиты залегают подачимовская глинистая пачка и ачимовская толща. В районе Мало-балыкской площади в ачимовской толще выделены три песчано-алевритовые пачки (Ачз, Ач2 и Ач]), разделенные хорошо следящимися глинистыми пачками. К песчано-алевритовым пачкам приурочены пласты БСп.22- Толщина осадков ачимовской толщи изменяется от 71 до 204 м. К ачимовской толще приурочены основные запасы месторождения. Ачимовская толща относится к нижней песчано-глинистой пачке ахской свиты. Средняя глинистая пачка ахской свиты представлена аргиллитами серыми и темно-серыми. Верхняя пачка свит ы сложена аргиллитами с невыдержанными пачками песчаников. В ней выделяются нефтеносные пласты БС9', БС92 и водоносные - от БС8 до БС]. Ахская свита сверху заканчивается характерной глинистой пачкой, называемой «пимской». Возраст ахской свиты берриас - ранний готерив, общая толщина 499-695 м.

Черкашинская свита залегает на глубинах 1990-2053 м и сложена чередованием I гачек песчано-алевритовых и глинистых пород. К черкашинской свите приурочены вторые по значению в месторождении нефтеносные пласты АС4, АС5.6 и АС7.8. Возраст черкашинской свиты - позднеготерив-барремский, общая толщина изменяется от 182 до 210 м.

Алымская свита залегает на глубинах 1792-1871 м и представлена аргиллитами и переслаиванием аргиллитов и алевролитов. Общая мощность свиты 182-220 м, возраст - нижнеаптский. К подошве алымской свиты приурочен опорный отражающий сейсмический горизонт «М». Отложения викуловской свиты согласно залегают на породах алымской свиты на глубинах 1630-1680 м. Представлена переслаиванием песчаников и алевролитов. Толщина свиты колеблется от 143 до 198 м, возраст - верхнеаптский-нижнеальбский. Ханты-Мансийская свита залегает на глубинах 1316-1368 м и сложена аргиллитами в нижней части и чередованием песчаников, алевролитов в верхней части. Толщина свиты варьируется в пределах 292-341 м. Свита включает отложения альбского и нижней части сеноманского яруса.

Уватская свита верхнего мела залегает на глубинах 1054-1107 м и представлена песчаниками и алевролитами. Возраст свиты сеноманский, общая толщина 230-284 м. Уватская свита трансгрессивно перекрывается отложениями кузнецовской свиты, которая сложена в основном глинами. Возраст кузнецовской свиты датируется туроном и ранним коньяком, толщина отложений 24-38 м. На кузнецовской свите согласно залегает березовская свита, сложенная глинистыми отложениями, общей мощностью 133-154 м. Ганькинская свита также в основном сложена глинами. Возраст свиты опре-

деляется как позднекампанский-маастрихт-датский, толщина свиты колеблется от 42 до 60 м.

Отложения палеогеновой системы представлены тремя отделами: палеоценом, эоценом и олигоценом. В составе палеогеновых отложений выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты. Повсеместное распространение имеют отложения четвертичной системы толщиной от 20 до 60 м.

3.2.2. Тектоника.

В тектоническом отношении район исследований расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты и приурочен к Малобалыкской мегаседловине. Малобалыкская мегаседловина находиться в зоне сочлене ния Усть-Балык-Мамонтовского вала и Салымского мегавала. На юге граничит с Юганской мегавпадиной, на севере - с Тундринской котловиной.

В фанерозойской толще в пределах исследуемого района, так же как и в целом по всей Западно-Сибирской плите, можно выделить три структурно тектонических яруса:

• протерозой-палеозойский фундамент;

• пермско-триасовый промежуточный структурный ярус;

• мезо-кайнозойский осадочный чехол.

Первые два объединяются в доюрское основание.

Нижний структурно-тектонический ярус сложен палеозойскими и допа-леозойскими образованиями преимущественно магматическими, метаморфическими и сильно измененными осадочными породами. В этом комплексе наблюдается наличие значительной дифференцированное™ поверхностей объектов и большого количества дизъюнктивных нарушений. Центральное поднятие Малобалыкского месторождения приурочено к горстообразному выступу фундамента, формирование которого происходило в условиях сильного бокового сжатия. По обрамлению горстообразного выступа фундамента формировались зоны грабенообразных прогибов, отличавшиеся устойчивым прогибанием на протяжении длительного времени и формированием мощных толщ осадочного чехла.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, пермско-триасового возраста, представлен измененньми осадочными отложениями и в меньшей степени метаморфическими и магматическими породами - (лавы, туфы, туф-фиты) мощностью более 1000 м. Формирование и развитие этого структурного этажа происходило в условиях более спокойного тектонического режйма.

Структурный план нижних этажей хорошо прослеживается практически по всему разрезу юрских отложений верхнего структурного этажа. Наблюдается выполаживание структурных элементов. Стратиграфический диапа зон тектонической раздробленности верхнего структурного этажа весьма широк - от низов ачимовской пачки до сеномана. В результате сейсмиче-

ских исследований и корреляции по скважинам на территории Малобалык-ского месторождения в ачимовских пластах и пластах АС4 7 выделено более 40 разломов с различной амплитудой смещения, большая часть которых сосредоточена в центральной купольной части залежи месторождения, разбивая ее на блоки.

3.3. Этапы моделирования.

Основной задачей работ проводимых в ООО «ЮганскНИПИнефть» в конце 2004 г. - начале 2005 г было построение цифровых трехмерных геологических моделей всех нефтеносных пластов Малобалыкского месторождения, основными из которых являются пласты ачимовской пачки и пласты АС. Исходными данными были:

1. Результаты геофизического исследования скважин (более 600 скважин): гамма каротаж, самопроизвольная поляризация, каротажы сопротивлений, индукционный каротаж, градиент-зонды, нейтронный каротаж;

2. Лабораторные исследования керна: фильтрационно-емкостные свойства по керну, гранулометрический и минеральный состав пород, фазовые проницаемости по воде и нефти, капиллярные кривые и норометрия;

3. Фотографии (по 14 скважинам) и описание керна;

4. Попластовая корреляция продуктивных горизонтов;

5. Результаты интерпретации ТО- и ЗЭ-сейсмических исследований.

Вся территория месторождения кроме его центральной разбуренной

части охвачена ЗБ-сейсмическими кубами, а разбуренная часть покрыта только двухмерными сейсмическими исследованиями.

Процесс построения геологических моделей состоял из нескольких основных этапов:

1. Определение условий осадконакопления и построение фациаль-ных карт.

2. Ип герпретация геофизических исследований скважин.

3. Построение структурных поверхностей и трехмерного каркаса моделей.

4. Распространение внутри модели фильтрационно-емкостных свойств и нефтенасыщенности.

Автор диссертационной работы был ответственен за седиментологиче скос описание керна, распространение фильтрационно-емкостных свойств и водонасьп ценности, построение каркаса модели и, частично, построение структурных поверхностей.

3.4. Определение условий осадконакопления

Для определения условий осадконакопления и построения фациальной модели использовался комплекс данных, таких как: фотографии и описание керна, карты сейсмических атрибутов и ГИС. Используя эти данные, а также результаты региональных исследований, были определены условия формирования отложений пластов АС4.8 и ачимовской пачки (Ач13).

Отложения группы пластов АС формировались во флювиальных условиях осадконакопления. Это подтверждается результатами исследования керна и интерпретацией горизонтального среза волнового поля в интервале пласта АС4. На горизонтальном палеосрезе волнового поля можно выделить русловые и косовые тела. Также, условия осадконакопления подтверждаю] ся текстурами и структурами, обнаруженными в керне - наличие косой слоистости в песчаниках, резкие эрозионные границы между глинистыми отложениями и песчаниками, наличие следов корней растений, обугленные остатки растений и высокоуглефицировднные аргиллиты. В результате, в группе пластов АС были выделены четыре фации: объединенная фация русловых и косовых отложений, береговые валы, разливные пески и пойменные отложения (Кучинский В.В., Степанов М.А., 2005).

Отложения ачимовской толщи формировались в шельфовой зоне в результате сноса кластического материала по наклонной к центру бассейна аккумулятивно-абразионной террасе. По способу осадконакопления они ана логичны глубоководно-морским отложениям и могут быть отнесены к классу мелководных турбидитов. На это указывает ряд особенностей отложений: плавные переходы между песчаными и глинистыми прослоями, текстуры медленного движения осадка в спокойных условиях, структуры выдавливания глинистых осадков в песчаные слои под давлением в водных условиях, т.е. так называемые «пламенные» структуры, серый цвет пород (Степанов М.А., 2005). Пласты падают с востока на запад с амплитудой 300-400 м, выполаживаясь вверх по разрезу и выклиниваясь вниз по разрезу, формируя так называемый «клиноформный» комплекс, в нижней части которого отлагался пласт Ач3, в средней и верхней части - пласт Ач2, а в верхней - пласт A4i.

3.5. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин.

Вторым этапом построения геологической модели Малобалыкского месторождения была интерпретация геофизических исследований скважин. IIa данном этапе было проведено нормирование нейтронного каротажа, посчитана пористость по нейтронному каротажу и сделана поправка на глинистость по методу Ларионова (Меркулов В.П., Посысоев A.A., 2004). Затем была проведена привязка пористости по керновым данным к пористости, полученной через нейтронный каротаж. В результате, коэффициент корреляции керновой и нейтронной пористостей достиг 0.782 (Козулин П.П., Степанов М.А., 2005).

Следующей задачей интерпретации ГИС являлось нахождение оптимального способа определения абсолютной проницаемости. Традиционный подход прогноза абсолютной проницаемости через зависимость с пористостью (lgKnp=a*Kn+b) дает высокую погрешность (коэффициент корреляции -0.22). Гораздо лучшую предсказательную способность показывает метод Гидравлических Единиц Потока (ГЕП). Этот метод предполагает выделение

нескольких характерных классов коллектора, сформировавшихся в похожих седиментационных и диагенетических условиях и характеризующихся сходными геометрией пор и физико-химическими свойствами породы. Для каждого из таких классов коллектора существуют уникальные взаимосвязи между статическими (пористость, распределение пор по размерам) и динамическими (абсолютная проницаемость, функция капиллярного давления) параметрами. В основу определения абсолютной проницаемости методом ГЕП положено уравнение Кармена-Козени (Amaefule J.O. и др., 1993):

к =1014-fZ/2 ——-г- (3.1)

(1 -ф1)

где: к - абсолютная проницаемость;

FZI - Индикатор Гидравлического Типа Коллектора (Flow Zone Indicator);

Ф - пористость.

3.6. Построение структурного каркаса модели и моделирование фильтрационно-емкостных свойств.

В ходе третьего этапа создания геологической модели Малобалыкского месторождения были построены структурные поверхности и каркас модели. Структурные поверхности были построены на основе результатов 3D-сейсмических исследований и попластовых отбивок в скважинах с учетом выделенных разломов. На основе структурных поверхностей был построен каркас геологической модели. Размер ячейки каркаса 100x100x1 м. Общее количество ячеек более 10 миллионов: ачимовские пласты - более 7 млн, пласты АС -- более 3 млн.

В последнем этапе построения геологической модели построенный трехмерный каркас заполнялся коллекторскими свойствами и нефтенасыщенно-стью. К данному этапу приурочены третье и четвертое защищаемые положения. Источниками данных для распространения коллекторских свойств служили скважины и сейсмические данные - карты эффективных толщин, полученные на основе анализа карт сейсмических атрибутов. Применение сейсмических карт позволило сгладить эффект, вызванный неравномерностью распределения скважин (почти все сконцентрированы в центральной части месторождения). Применяя стохастические и детерминистические методы, распространялись только три свойства: пористость, FZI (индикатор гидравлического типа коллектора) и коэффициент песчанистости. Абсолютная проницаемость и нефтенасыщенностъ рассчитывались в каждой ячейке из пористости и FZI. Пласты АС и ачимовские пласты различались по способам распространения коллекторских свойств.

В связи с отсутствием резких границ между разными литологическими типами, отсутствием четких закономерностей их распространения и невыдержанностью в горизонтальной плоскости фациальное моделирование в

ачимовских пластах не проводилось. Структура коллектора задавалась непосредственно при распространении пористости, FZI и коэффициента песча-нистости. Первый этап - распространение в модели пористости. Для этого применялся метод Последовательного Гауссовского моделирования (SGS) и карта эффективных толщин, полученная из карты сейсмических атрибутов. Карта эффективных толщин является вторичным источником данных и служит для получения тренда изменения пористости в зонах с недостаточной густотой сетки скважин. Основным элементом метода SGS является варио-грамма, в которой содержится информация о наиболее вероятной структуре коллектора. Вариограмма для распространения пористости была получена на основе анализа исходных данных по скважинам. В результате, были получены следующие параметры вариограммы:

— range (максимальное расстояние, на которое свойство может коррели-роваться) вдоль самой длинной горизонтальной оси - 1150 м, вдоль самой короткой горизонтальной оси - 820 м, вдоль вертикальной оси - 3 м. Эти значения, в целом, отражают наиболее вероятные размеры коллекторских тел;

- азимуты длинной оси (переведены в географические азимуты) - 305° для Ач1 и Ач2, 280° для АчЗ. Эти азимуты отражают северо-западное и за падное направление сноса песчаного материала и вытянутости песчаных тел.

Так как метод SGS сохраняет структуру распределения значений свойства, то гистограммы распределения значений пористости в скважинах и в итоговой модели схожи между собой. Отличия связаны с использованием, как вторичного источника, сейсмической карты эффективных толщин.

Коэффициент песчанистости и FZI распространялись тем же способом, что и пористость, только вместо сейсмической карты эффективных толщин как тренд свойства использовалась модель пористости. Это позволило избежать случаев, например, когда высокие значения коэффициента песчанисто сти соответствуют низким значениям пористости. Распространение в модели параметра FZI необходимо для того, чтобы затем рассчитать в каждой ячейке модели значения абсолютной проницаемости по уравнению Кармена-Козени (уравнение 3.1).

Водонасыщенность определялась как зависимость от J-функции и капиллярных кривых. J-функция в свою очередь зависит от значений пористости, проницаемости, расстояния от уровня свободной воды, межфазного напряжения и силы поверхностного натяжения:

где: Крг - абсолютная проницаемость; (р - пористость;

- уровень свободной воды;

Ъ - абсолютная отметка точки в модели;

0.000559 - коэффициент, учитывающий силы поверхностного натяжения и межфазпого напряжения характерные для данного типа отложений.

1-функция рассчитывалась в каждой ячейке модели. Затем, используя следующие выражения, для каждой ячейки был определен коэффициент во-донасыщенности:

В данных выражениях число в числителе и степень зависят от формы капиллярных кривых.

При моделировании пласта АС4 использовалась несколько другая методика. В отличие от ачимовских пластов при моделировании пласта АС4 применялось фациальное моделирование. Это вызвано возможностью довольно четкого выделения аллювиальных фаций. Используя сейсмическую карту эффективных толщин были оконтурены регионы с преобладанием русловых и косовых отложений (максимальные толщины на карте эффективных толщин) и регионы с преобладанием пойменных отложений (минимальные эффективные кшщины). Затем, методом объектного моделирования внутри первого peí иона были распространены руслово-косовые фации и объединенная фация береговых валов и разливных песков. Для метода объектного моделирования необходимы такие параметры как доля данной фации от общего объема, ориентация тел, синусоидность, ширина и толщина русел. Дом фаций и толщины русловых тел были определены по ГИС скважин пробуренных через ¡ону больших эффективных толщин. Доля руслово-косовой фации составляет около 60%, береговых валов и разливных песков - 20%, средние толщины руслово-косовых тел составляют 4 м, а береговых валов и разливных песков - 1 м. Ориентация руслово-косовых тел определялась преобладающей ориентацией зон максимальных эффективных толщин и была равновероятностно задана в интервале географических азимутов от 320° до 0°.

Далее и зоне с преобладанием руслово-косовой фации коллекторские свойства распространялись по той же методике как и в ачимовских пластах, т.е. сначала методом SGS распространялись пористость, коэффициент пес-чанистости и FZI, а затем из них были рассчитаны проницаемость и водона-сыщенноси.. Для региона с преобладанием пойменных отложений последовательность распространения свойств аналогична вышеописанной, но при распространении пористости, FZI и коэффициента песчанистости применялся не метод SGS, а кригинг. Это позволяет учесть коллекторские тела, связанные с разливными песками, которые отлагаются на пойме и выделяю-

при проницаемости менее 10 мД

при проницаемости более 10 мД

щиеся небольшими песчаными интервалами в скважинах, попавших в реги он с преобладанием пойменных отложений.

Оценка достоверности построенной геологической модели проводилась в ходе адаптации модели к истории разработки месторождения. В модель были введены все эксплуатационные скважины, пробуренные к началу 2005 года с историей работы каждой из них: интервалы перфорации, даты запуска и остановок, даты перевода в нагнетание, даты и типы геолого-технологических мероприятий, дебиты нефти, жидкости, нагнетаемой воды. Достоверность модели оценивается по степени совпадения кривой общей (по месторождению) добычи нефти и воды полученное при моделирован^ иртории разработки месторождения и крИРРЙ реальной общей добьрш нефти ц роды. Результаты сравнения кривых добычи следующие: для модели ачимавеких отложений кумулятивная добыча нефти (с 1984 г. по начало 2005 г.) по модели на 7% ниже, чем по истории разработки; для модели отложений пласта АС4 7 кумулятивная добыча нефти по модели на 9% ниже, чем по истории разработки.

Данная геологическая модель создана для замены предыдущей модели, созданной в 2002 году. Модель 2002 года представляет собой упрощенную гидродинамическую модель. Каждый продуктивный пласт содержи г по одному слою ячеек каркаса модели. В зоне продуктивных залежей каждая ячейка содержит одинаковые, усредненные для всей залежи, значения фильтрационно-емкостных свойств. В отличие от предыдущей, новая модель многослойна (более 100 слоев), средняя толщина ячеек 1 м, что примерно соответствует толщине слоев песчаника в отложениях ачимовской толщи и меньше мощности русел в отложениях пласта АС4. Также важным отличием является то, что свойства не были усреднены по залежи, а распределялись математическими методами на основе данных по ГИС в скважинах, сейсмических данных и с учетом седиментологии отложений.

Глава 4. Моделирование коллекторских свойств пласта АСП участка » Приобского месторождения.

Приобское месторождение находится в центральной части ЗападноСибирской равнины. В административном отношении расположено в Хан-*■ ты-Мансийском районе в 65 км к востоку от г. Ханты-Мансийска ив 100 км к западу от г. Нефтеюганска Месторождение открыто в 1982 г.

Приобская структура, согласно тектонической располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салым-ской и Западно-Ляминской группы поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Продуктивными пластами на Приобском месторождении являются пласты группы "АС": АС7, АС9, АСю, АСи, АС12. В стратиграфическом плане

данные пласты относятся к меловым отложениям верхне-вартовской свиты. Литологически верхне-вартовская свита сложена частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов с песчаниками и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, серые с зеленоватым оттенком, алевритистые, слюдистые. Песчаники и алевролиты серые, глинистые, слюдистые, мелкозернистые. Среди аргиллитов и песчаников встречаются прослои глинистых известняков, конкреции сидерита. В породах встречается обугленный растительный детрит, редко двустворки (иноцерамы) плохой и средней сохранности.

Основной задачей работ проводимых в мае 2004 года в рамках учебного группового проекта Центра профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Томского политехнического университета (ЦППНД ТПУ) было построение трехмерной цифровой геологической и гидродинамической моделей и подсчет запасов пласта АСц участка Приобского месторождения площадью 108 км2. Перед началом работ имелись следующие исходные данйые:

• 8 скважин с ГИС.

• Возможность седиментологического и литологического описания примерно 70 м керна по двум скважинам.

• Сейсмический 3D-Ky6.

• Результаты гидродинамического исследования 4-х скважин.

• Результаты определения свойств флюидов и фазовых нроницаемостей.

• Результаты лабораторных исследований керна.

Данный участок характеризуется недостатком скважинных данных (расстояния между скважинами от 2.3 до 7.6 км). Это повышает значение седиментологического описания коллектора и интерпретации сейсмических данных.

Процесс построения модели пласта АСц состоял из следующих основных этапов-

1. Описание керна и определение условий осадкоиакопления.

2. Интерпретация ГИС: определение глинистости, пористости и водо-насыщенности, привязка ГИС к керну.

3. Анализ сейсмических данных: построение структурных поверхностей пласта, анализ сейсмических атрибутов и получение карт свойств.

4. Построение каркаса модели.

5. Рас) фостранение в модели коллекторских свойств и водонасыщенности.

Определение условий осадкоиакопления проводилось на основе визуального описания керна по двум скважинам в интервале пласта АСц. Основные особенности описанного интервала следующие:

• Терригенный состав пород.

• Преобладание тонкозернистого материала (от аргиллитов до алевролитов и тонкозернистых песчаников).

• Тонкое и очень тонкое переслаивание.

• Плавные переходы между песчаниками и аргиллитами.

• Увеличение мощности песчаных прослоев в верхней части интервала (с 1 -2см до метров).

• Отсутствие различимых седиментационных структур в массивных песчаных слоях.

• Большое количество структур сжатия и обезвоживания осадков.

• Незначительное количество углефицированного органического вещества.

• Серый цвет пород.

В интересующем нас интервале выделяется две зоны: нижняя - преимущественно глинистая и верхняя - преимущественно песчаная. Преимущественно глинистая зона характеризуется очень тонким переслаиванием тонкозернистых песчаников и аргиллитов, и наличием структур выдавливания. Эти отложения могут классифицироваться как тонкозернистые тонкослоистые турбидиты. Для преимущественно песчаной зоны характерны массивные песчаники с минимальным количеством глинистого материала. Увеличение мощности песчаных слоев вызвано постоянным смещением края шельфа в сторону морского бассейна.

Интерпретация ГИС состояла из нескольких этапов. В первую очередь, было необходимо провести нормирование каротажных кривых. Второй этап -определение коэффициента глинистости. Коэффициент глинистости рассчитывался с помощью метода Ларионова, который одновременно использует кривую гамма-каротажа и кривую ПС (Меркулов, Посысоев, 2004). Пористость определялась, используя нейтронный каротаж и полученные ранее значения коэффициента глинистости. Акустический и гамма-гамма плотностной каротажи не использовались в связи с их отсутствием. Водона-сыщенность рассчитывалась с помощью метода Ваксмана-Смита, который учитывает электропроводимость (из индукционного каротажа), коэффициент глинистости и пористость. Абсолютная проницаемость определялась через уравнение Тимура, определяющее проницаемость через пористость, связанную водонасыщенность (водонефтяной контакт отсутствует) и различные коэффициенты, адаптированные к данному коллектору (Меркулов, Посысоев, 2004).

Анализ сейсмических данных проходил в несколько этапов:

1. Привязка сейсмических данных к скважинным данным с помощью сейсмокаротажа.

2. Создание структурных поверхностей - созданы три структурных карты: кровля пласта, подошва пласта и поверхность, разделяющая преимущественно песчаную и преимущественно глинистую зоны пласта.

3. Атрибутный анализ и создание карт свойств. Сейсмические атрибуты - результат математических операций применяемых к сейсмическим тра-сам. На основе сейсмических атрибутов были построены карты пористости, коэффициента песчанистости и др.

Структурный каркас строился между полученными при интерпретации сейсмических данных структурными поверхностями. Размер ячеек в горизонтальной плоскости был установлен 100x100 м. В вертикальной плоскости ячейки строились по-разному для песчаной и преимущественно глинистой зон. Песчаная (верхняя) зона, которая характеризуется наличием однородных песчаников, была разбита на 5 ячеек пропорциональных кровле и подошве этой зоны. Преимущественно глинистая (нижняя) зона снизу граничит с полностью глинистой неколлекторской зоной, поэтому ячейки толщиной 2 м были выстроены пропорционально только кровле данной зоны (средней структурной поверхности). В итоге модель состоит из почти 600 000 ячеек.

Последний этап моделирования - распространение свойств. В ходе этой стадии были распространены пористость, коэффициент песчанистости, во-донасыщенность и абсолютная проницаемость. Основная проблема при распространении свойств данного коллектора - крайне малое количество скважин на такую большую площадь (8 скважин на более 100 км2). Очевидно, что при таких условиях модель коллектора не может быть создана детерминистически - необходимо как минимум несколько реализаций, чтобы оценить степень неопределенности. Это можно сделать с помощью стохастических методов распространения свойств. При моделировании свойств использовались два источника информации - скважины (результаты интерпретации ГИС) как первичный источник информации, определяющий распространение свойств по-вертикали; карты, полученные при анализе сейсмических атрибутов как вторичный источник информации, определяющий латеральное распространение свойств. Верхняя и нижняя зоны пласта заполнялись свойствами отдельно друг от друга, так как они различны как седиментологиче-ски, так и петрофизически В обеих зонах коллекторские свойства распространялись методом Последовательного Гауссовского моделирования, но используя ра шые вариограммы.

Пористость и коэффициент песчанистости распространялись аналогично друг другу. Сначала для каждой зоны были определены вариограммы. Вертикальные вариограммы определялись на основе данных по скважинам, которые обладают достаточным количеством значений свойств (каждые 0.2 м). Вертикальные вариограммы показали, что верхняя (песчаная) зона характеризуется большей однородностью свойств, чем нижняя зона пласта. Горизонтальные вариограммы рассчитывались на основе карт пористости и песчанистости, полученных при анализе сейсмических атрибутов. Они опреде-

лялись в двух направлениях: параллельном (северо-западном) и перпендикулярном (юго-западном) краю палеошельфа. В итоге было получено по 30 реализаций модели пористости и песчанистости.

Водонасыщенность распространялась другим способом, так как не было найдено прямой корреляции сейсмических атрибутов и водонасыщенности коллектора. Эмпирически (при анализе ГИС) была найдена зависимость водонасыщенности от пористости и глинистости, которые характеризуются хорошей корреляцией с сейсмическими атрибутами. Используя карты пористости и глинистости и уравнение, связывающее их с водонасыщенно-стью, была получена карта водонасыщенности. Далее, используя эту кар гу и водонасыщенность по ГИС, водонасыщенность была распространена в модели методом Последовательного Гауссовского моделирования. Было сделано 30 реализаций водонасыщенности.

Абсолютная проницаемость рассчитывалась в каждой ячейке с помощью модифицированного уравнения Тимура. Для этого использовались, полученные ранее ЗО-модели пористости и водонасыщенности. Было получено 30 реализаций модели проницаемости.

В связи с различиями в наличии источников информации для моделирования коллекторских свойств модели Малобалыкского месторождения (глава 3) и участка Приобского месторождения создавались несколько различными методами. Малобалыкское месторождение характеризуется большим количеством скважин. Результаты сейсмического анализа использовались только для получения тренда свойств (на основе сейсмической карты эффективных толщин). В модели участка Приобского месторождения, где имеется только 8 скважин на 108 км2 сейсмические данные играли определяющую роль. На основе атрибутного анализа были созданы карты свойств, которые напрямую использовались при распространении свойств в модели.

Заключение. Основные защищаемые положения. г В результате проведенных исследований автором предложены наборы ме-

тодов распространения фильтрационно-емкостных свойств в моделях нефте носных коллекторов разного типа по их происхождению, предложены и применены методы моделирования коллекторских свойств Малобалыкского месторождения. Основными защищаемыми положениями работы являются:

1. Наборы методов наиболее применимые для распространения в модели фаций и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различного се-диментологического типа.

2. Основными факторами, определяющими достоверность фациального моделирования, являются: тип процесса отложения осадков, при формировании коллектора; соотношение размера фациальных тел и размера ячеек модели; четкость границ фаций; объем имеющейся информации о седимен-тологии отложений.

3. Фильтрационно-емкостные свойства в модели ачимовских отложений Малобалыкского месторождения распространены методом Последовательного Гауссовскою моделирования с использованием сейсмической карты эффеюивных толщин для получения тренда изменения свойств з непаз буренной части месторождения.

4. При моделировании ачимовских отложений Малобалыкского месторождения для получения параметров распространения свойств, таких как, размеры коллекторских тел и их ориентация в пространстве, использовалась седиментологическая модель пластов, построенная иа основе изучения се-диментологических структур по керну, каротажным кривым и сейсмическим данным.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах:

1. Кочулин П.П., Степанов М.А. «Построение геологической модели Малобалыкского месторождения (ачимовские отложения): материалы V конференции молодых специалистов ХМАО», Ханты-Мансийск, изд-во ЮГУ, 2006

2. Кучинский В.В., Степанов М.А. «Фациальный анализ как основной этап геологического моделирования (на примере отложений пласта АС,4 Западно-Малобалыкского и Малобалыкского месторождений ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна)» / Актуальные проблемы региональной геологии, литологии и минерагении. - Ростов-на-Дону: РГУ, 2005. С. 95-98.

3. Степанов М.А. «Методы цифрового трехмерного моделирования коллекторских свойств глубоководно-морских отложений на примере месторождений». Самара, «Интервал», № 9, 2005, с. 11-17.

4. Степанов М.А. «Оценка эффективности методов моделирования фаций и коллекторских свойств в разных типах отложений». Самара, «Интервал», № 10, 2005.

5. Степанов М.А. «Формирование химического состава высокоминерализованных вод каменноугольного водоносного комплекса Донецко-Донского артезианского бассейна». Новочеркасск, ООО НПО «ТЕМП», 2003, с. 189-193.

6. Степанов М.А., Назаренко B.C. «Стохастическое моделирование фаций разных типов», ж-л «Научная мысль Кавказа», Приложение 2005, Спецвыпуск № 5 С. 62-65.

Подписано в печать 21.11.05 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Ризография. Объем 1,0 уч.-изд. л. Тираж 100. Заказ № 27/11.

Отпечатано в типографии ООО «Диапазон». 344010, г. Ростов-на-Дону, ул. Красноармейская, 206. Лиц. ПЛД № 65-116 от 29.09.1997 г.

№25 765

РНБ Русский фонд

2006-4 30078

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Степанов, Михаил Анатольевич

Список рисунков

Введение

1. Методы моделирования фаций и фильтрационно-емкостных свойств коллекторских тел

1.1.Применение детерминистических методов при моделировании коллекторов

1.2.Применение стохастических методов при моделировании коллекторов

1.3 .Условия применения фациального моделирования

2. Оценка применимости методов моделирования фаций и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов для разных типов отложений

2.1. Сравнение эффективности применения стохастических и детерминистических методов распространения фаций и свойств для разных типов коллекторов

2.2.Оценка применения карт и кубов сейсмических атрибутов при распространении коллекторских свойств в моделях различных типов отложений

2.3 .Выводы

3. Моделирование коллекторских свойств продуктивных пластов Малобалыкского месторождения 3.1.Общая информация

3.2.Геологическое строение Малобалыкского месторождения

3.2.1. Стратиграфия

3.2.2. Тектоника 75 3.3.Этапы моделирования 80 3.4.Определение условий осадконакопления

3.5.Интерпретация результатов геофизических исследований скважин

3.6.Построение структурного каркаса модели и моделирование фильтрационно-емкостных свойств

4. Моделирование коллекторских свойств пласта АСц участка Приобского месторождения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка методов моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов"

Тема настоящей диссертации «Оценка методов моделирования фильтрационно-емкостных свойств нефтеносных коллекторов (на примере месторождений Западной Сибири)». Работа выполнена аспирантом кафедры гидрогеологии и инженерной геологии геолого-географического факультета Ростовского государственного университета Степановым Михаилом Анатольевичем. Научный руководитель - Назаренко Владимир Степанович, доктор геолого-минералогических наук.

В данной работе дается описание основных современных методов моделирования фильтрационно-емкостных свойств, применяемых как зарубежными, так и российскими нефтяными компаниями при создании цифровых геологических моделей нефтяных месторождений, дается сравнение эффективности описанных методов на примере моделирования двух месторождений, и описываются методы решения нестандартных задач, возникающих при моделировании этих месторождений.

Актуальность работы.

В настоящее время цифровое моделирование нефтяных месторождений становится все более обычным явлением. Цифровые трехмерные геологические модели создаются в основном для следующих целей: подсчет запасов; выделение залежей; как основа для последующего цифрового гидродинамического моделирования: создание схемы разработки месторождения, анализ существующей схемы разработки, анализ перспективного бурения, моделирование геолого-технологических мероприятий, моделирование горизонтальных скважин и т.д.

Точность выполнения этих задач в основном зависит от точности распространения фильтрационно-емкостных свойств внутри модели. Точность распространения-этих свойств в модели во многом зависит от методов распространения свойств. В данной работе описываются и сравниваются различные методы распространения коллекторских свойств, оценивается степень их применимости для коллекторов формировавшихся при разных условиях осадконакопления, а также в зависимости от набора исходных данных (количество скважин с ГИС, наличие и тип сейсмических данных, лабораторные испытания керна и т.д.), показан процесс и результаты применения этих методов на примере Малобалыкского месторождения и участка Приобского месторождения (Западно-Сибирский бассейн).

Цель диссертационной работы и основные задачи исследований.

Целью диссертационной работы является научное обоснование методов применяемых при моделировании фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различных с седиментологической точки зрения и обоснование методов моделирования продуктивных коллекторов Малобалыкского месторождения.

Основными задачами исследований являлись:

1. Моделирование коллекторских свойств Малобалыкского месторождения.

2. Обоснование методов моделирования фаций и фильтрационно-емкостных свойств в различных по происхождению типах коллекторов и сравнение их эффективности и достоверности.

3. Обоснование условий применения фациального моделировании при моделировании коллекторов.

Научная новизна.

1. Создана новая геологическая модель Малобалыкского месторождения.

2. Впервые при исследованиях Малобалыкского месторождения были совместно использованы данные по скважинам и сейсмические данные, используя стохастические методы моделирования (метод Последовательного Гауссовского моделирования).

3. Впервые при моделировании Малобалыкского месторождения применялся метод объектного моделирования (для моделирования аллювиальных фаций пласта АС4).

4. Впервые дана оценка эффективности применения, различных методов моделирования в различных по происхождению типах коллекторов. Для каждого типа коллектора предложены наиболее подходящие группы методов моделирования и указаны их ограничения в применении.

Реализация результатов исследований и практическое значение работы.

Данные исследования и рекомендуемые автором методы моделирования применялись для создания цифровой геологической модели всех продуктивных пластов Малобалыкского месторождения ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. Применение данных методов позволило повысить достоверность созданной модели, лучше учесть геологическое строение месторождения: учесть особенности седиментологических типов отложений. В дальнейшем, созданная геологическая модель будет использоваться для цифрового гидродинамического моделирования разработки продуктивных пластов. и

Апробация работы и публикации.

Методика и результаты моделирования Малобалыкского месторождения обсуждались на научно-технических советах ООО «ЮганскНИПИнефть», ОАО «Юганскнефтегаз» и Московского корпоративного научно-технического центра (НК «Роснефть»), докладывались на научной конференции молодых специалистов (Ханты-Мансийск).

Методики построения геологической модели участка Приобского месторождения докладывались на защите данного проекта в ЦППСНД ТПУ (г.Томск) в присутствии представителей добывающих предприятий и научно-исследовательских и проектных институтов НК «Юкос» и преподавателей университета Хериот-Ватт (Шотландия).

Результаты проведенных исследований опубликованы в 7 статьях и изложены в 2-х отчетах.

Фактический материал.

В работе использованы результаты лабораторного исследования керна и его описание, данные ГИС (по более, чем 600 скважинам для Малобалыкского месторождения и по 8 скважинам для участка Приобского месторождения), результаты интерпретации кубов ЗБ-сейсмических исследований Малобалыкского месторождения и участка Приобского месторождения, результаты определения свойств флюидов и фазовых проницаемостей. Использовались отчеты предыдущих исследований Малобалыкского месторождения. Освоен большой объем зарубежной и русской литературы по методам моделирования нефтеносных коллекторов месторождений.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит 111 страниц текста, состоит из 4-х глав, введения и заключения. В первой главе дается описание основных методов моделирования, применяющихся в настоящее время; вторая глава посвящена оценке применения методов моделирования коллекторов, различных по условиям формирования; в третьей и четвертой главах описывается практическое применение этих методов на примере моделирования продуктивных пластов, соответственно Малобалыкского месторождения и участка Приобского месторождения.

Работа иллюстрирована 41 рисунками и 2 приложениями. Список использованной литературы насчитывает 43 наименования.

Благодарности.

Автор выражает благодарность преподавательскому составу Центра профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела Томского политехнического университета (ЦППСНД ТПУ) и университета Хериот-Ватт (г.Эдинбург, Великобритания) за помощь в освоении новых методов моделирования нефтеносных коллекторов, а также ценные советы и консультации при моделировании участка Приобского месторождения.

Автор благодарит слушателей ЦППСНД ТПУ Т.Баранова, Е.Гейнрих, И.Кузина, Д.Подборонова и А.Романова за совместное моделирование участка Приобского месторождения в рамках группового учебного проекта.

Автор признателен коллективу отдела гидродинамического моделирования и баз данных ООО «ЮганскНИПИнефть» за предоставленный материал и содействие в решении теоретических и практических вопросов при моделировании коллекторов Малобалыкского месторождения.

Автор горячо благодарит В.С.Назаренко за общее руководство и консультации при подготовке диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Степанов, Михаил Анатольевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований автором предложены наборы методов распространения фильтрационно-емкостных свойств в моделях нефтеносных коллекторов разного типа по их происхождению, предложены и применены методы моделирования коллекторских свойств Малобалыкского месторождения. Основными защищаемыми положениями работы являются:

1. Наборы методов наиболее применимые для распространения в модели фаций и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов различного седиментологического типа.

2. Основными факторами, определяющими достоверность фациального моделирования, являются: тип процесса отложения осадков, при формировании коллектора; соотношение размера фациальных тел и размера ячеек модели; четкость границ фаций; объем имеющейся информации о седиментологии отложений.

3. Фильтрационно-емкостные свойства в модели ачимовских отложений Малобалыкского месторождения распространены методом Последовательного Гауссовского моделирования с использованием сейсмической карты эффективных толщин для получения тренда изменения свойств в неразбуренной части месторождения.

4. При моделировании ачимовских отложений Малобалыкского месторождения для получения параметров распространения свойств, таких как, размеры коллекторских тел и их ориентация в пространстве, использовалась седиментологическая модель пластов, построенная на основе изучения седиментологических структур по керну, каротажным кривым и сейсмическим данным.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Степанов, Михаил Анатольевич, Ростов-на-Дону

1. Дахнов В.Н. «Интерпретация результатов геофизических исследований скважин». Москва, "Недра", 1982.

2. Козулин П.П., Степанов М.А. «Построение геологической модели Малобалыкского месторождения (ачимовские отложения): материалы V конференции молодых специалистов ХМАО», Ханты-Мансийск, изд-во ЮГУ, 2005.

3. Копылов В.Е., Малярова Т.Н. «Графические приложения по созданию геологических моделей Западно-Малобалыкского, Малобалыкского и южной части Среднебалыкского месторождений с использованием результатов сейсмики ЗД». Москва, 2003.

4. Лидер М. «Седиментология. Процессы и продукты: Пер. с англ.» — М.: Мир, 1986.

5. Меркулов В.П., Посысоев А.А. «Оценка пластовых свойств и оперативный анализ каротажных диаграмм», ПТУ, Томск, 2004.

6. Ю.Пелюшенко A.M. (отв. исполнитель), отчет по теме: «Переоценка запасов нефти и газа по месторождениям находящимся на балансе ОАО «Юганскнефтегаз». Малобалыкское месторождение (балансовые запасы)». Нефтеюганск, 2004.

7. П.Степанов М.А. «Методы цифрового трехмерного моделирования коллекторских свойств глубоководно-морских отложений на примере месторождений». Самара, «Интервал», №9, 2005, с. 11-17.

8. Степанов М.А. «Оценка эффективности методов моделирования фаций и коллекторских свойств в разных типах отложений». Самара, «Интервал», №10, 2005.

9. Степанов М.А. «Формирование химического состава высокоминерализованных вод каменноугольного водоносного комплекса Донецко-Донского артезианского бассейна». Новочеркасск, ООО НПО «ТЕМП», 2003, с. 189-193.

10. Н.Степанов М.А., Назаренко B.C. «Стохастическое моделирование фаций разных типов», ж-л «Научная мысль Кавказа», спецвыпуск.2005. № 5.С.62-65.

11. Чернова О.С. «Текстурный анализ (методические рекомендации)», НОЦ ТПУ, Томск, 2003.

12. Abbaszadeh М., Fujii Н., Fujimoto F. "Permeability prediction by Hydraulic Flow Units — theory and applications". SPE Formation Evaluation, December 1996.

13. Alabert F.G., Massonnat G.J. "Heterogeneity in a complex turbiditic reservoir: stochastic modeling of fades and petrophysical variability". SPE 20604, 1990.

14. Amaefule J.O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D.G., Keelan D.K. "Enhanced reservoir description: using core and log data to identify Hydraulic (Flow) Units and predict permeability in uncored intervals/wells", SPE 26436, 1993.

15. Bashore W.M., Araktingi U.G., Marjorle Levy, Schweller W.J. "The importance of the geological model for reservoir characterization using geostatistical techniques and the impact on subsequent fluid flow". SPE 26474, 1993.

16. Caers J. "Geostatistics: from pattern recognition to pattern reproduction", Stanford, 2001.

17. Corbett P.W.M. "Geomodeling", MSc REM course, HWU, 2004.

18. Davies D.K., Hara P.S., Mondragon J.J. "Geometry, internal heterogeneity and permeability distribution in turbidite reservoirs, Pliocene California". SPE 56819, 1999.

19. Davies D.K., Williams B.P.J., Vessell R.K. "Models for meandering and braided fluvial reservoirs with examples from the Travis Peak Formation, East Texas" SPE 24692,1992.

20. Davies R.A., FitzGerald D.M. "Beaches and coasts". Blackwell Publishing, 2004.

21. Dubrule O., Basire C., Bombarde S., Samson Ph., Segonds D., Wonham J. "Reservoir geology using 3-D modeling tools". SPE 38659, 1997.

22. Escandon G., Moreno M., Chacartegui F. "Sequence stratigraphy and sedimentological model of Barua Field Reservoir, Eocene Misoa and Pauji Formations, Lake Maracaibo, Venezuela". SPE 53890, 1999.

23. Galloway W.E., Hobbay D.K. "Terrigeneous clastic depositional system", Springer-Virlag New York Inc., 1983.

24. Gardiner A. "Sedimentology" MSc REM course, HWU, 2003.

25. Gringarten E., Deutsch C.V. "Methodology for variogram interpretation and modeling for improved reservoir characterization". SPE 56654, 1999.

26. Johann P., Foumier F., Souza O., Eschard R., Beucher H. "3-D stochastic reservoir modeling constrained by well and seismic data on a turbidite field". SPE 36501, 1996.

27. Handyside D.D., Karaoguz O.K., Deskin R.H., Mattson G.A. "A practical application of stochastic modeling techniques for turbidite reservoirs". SPE 24892, 1992.

28. Kuchinskiy V. "Geomodeling of the fluvial reservoir of ZMB oil field", MSc REM project report, 2004.

29. Kupfersberger H., Deutsch C.V. "Methodology of integrating analog geologic data in 3D variogram modeling". AAPG Bulletin, V.83, No.8 (August 1999), P. 1262-1278.

30. Lanzarini W.L., Poletto С.А., Tavares G., Pesco S., Lopes H. "Stochastic modeling of geometric objects and reservoir heterogeneities". SPE 38953, 1997.

31. Miall A.D. "Analysis of fluvial depositional systems", AAPG, 1981.

32. Petit F.M., Biver P.Y., Calatayud P.M., Lesueur J-L, Alabert F.G. "Early quantification of hydrocarbon in place through geostatistical object modeling and connectivity computations". SPE 28416, 1994.

33. Sneider R.M., Tinker C.N., Meckel L.D. "Deltaic environment reservoir types and their characteristics". JPT, 1978.

34. Stow D.A.V. " Deep-water turbidite systems". Blackwell Publishing, 1992.

35. Strebelle S.B., Journel A.G. "Reservoir modeling using multiple-point statistics". SPE 71324, 2001.

36. Strebelle S., Payrazyan K., Caers J. "Modeling of a deepwater turbidite reservoir conditional to seismic data using multiple-point geostatistics", SPE 77425,2002.

37. Walker R.G., James N.P. "Facies models. Response to sea level change", GEOtextl, 1992.

38. Williams N.H. "An introduction to geostatistical modeling", HWU, 2000.