Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках

Шерашова, Анастасия Геннадьевна

Автореферат диссертации по теме "Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках"

На правах рукописи ШЕРАШОВА АНАСТАСИЯ ГЕННАДЬЕВНА

СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕСТРУКТУРНЫХ ЛОВУШКАХ (НА ПРИМЕРЕ РОМАНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность: 25.00.12. - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Москва 2006

Работа выполнена на кафедре Промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Чоловский И.П.

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогических наук, профессор Поспелов В.В.

кандидат технических наук, профессор Палий А.О.

Ведущая организация: Всероссийский нефтегазовый научно-

исследовательский институт имени акад. А.П.Крылова (ВНИИнефть имени акад. А.П.Крылова)

Защита состоится «¿3» ¡мвА 2006 г., в /Г часов, в ауд. ¿М. на заседании Диссертационного совета Д.212.200.02 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан » ¿¡ш-ь^лЯ 2006 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета к. г.-м.н., доцент

'-— Руднев А.Н.

/СЮ6А

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Нефтегазодобывающая промышленность нашей страны в своем развитии прошла несколько периодов, существенно отличающихся друг от друга. Современный период также значительно отличается от всех предшествующих. Ему свойственно резкое ухудшение сырьевой базы нефтяной отрасли. Оно связано с увеличением доли запасов, приуроченных к залежам с неблагоприятными для разработки геолого-физическими условиями.

Так, многие крупные месторождения, дававшие основной объем нефти вошли в сложную завершающую стадию выработки оставшихся трудноизвлекаемых запасов.

В тоже время на многих вновь вводимых в разработку месторождениях оказались довольно неблагоприятные геолого-физические условия для выработки запасов традиционными методами. Причем дальнейшее восполнение сырьевой базы во многом связывается с открытием и освоением залежей, приуроченных к неструктурным ловушкам, опыт разработки которых пока недостаточен.

Успешное применение современных систем разработки, их совершенствования, а также внедрения новых технологий в обстановке всё усложняющихся геологических условиях залегания запасов нефти требует адекватного отражения этих условий в создаваемых геолого-промысловых фильтрационных моделях.

В полной мере это относится к сложнопостроенным залежам нефти в клиноформных образованиях.

Поскольку от степени соответствия создаваемой фильтрационной геолого-промысловой модели пласта реальной залежи при проектировании ее разработки, в конечном итоге зависит полнота извлечения нефти и экономичность процесса, качество моделирования приобретает всё большую

актуальность, как в научном, так и в практиче ;кШ%№1йН1оиал*,н ао >

Цель диссертационной работы.

Основной целью диссертационной работы является совершенствование методов комплексного геолого-промыслового моделирования сложнопостроенных залежей углеводородов, приуроченных к клиноформным отложениям для целей проектирования их разработки.

В том числе при комплексировании геолого-физической информации в создаваемых моделях необходимо обеспечение более полного отражения особенностей строения природных границ, оконтуривающих залежи в этих отложениях, а также характера изменения проводимости и насыщенности пласта по площади в направлении от ундоформы (шельфовой части клиноформы) до фондоформы (глубоководной части клиноформы), и учета этих особенностей при преобразовании геолого-промысловой фильтрационной модели в математическую гидродинамическую.

Достоверность полученных данных обеспечена комплексным использованием:

• сейсмических материалов, общим объемом 767 пог.м (47 профилей);

• литолого-петрографических и петрофизических исследований керна;

• опробования и испытания пластов (80 скважин);

• комплекса геофизических исследований в 116 скважинах Романовского месторождения.

Методы исследования.

В диссертационной работе применялся методический подход к комплексному использованию разнородной информации следующих направлений нефтяной науки:

1) сейсмические исследования, методики интерпретации данных 2Д и ЗД сейсмики;

2) исследование кернового материала;

3) интерпретация данных ГИС, использование современных алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС с применением вычислительной техники, выявление петрофизических зависимостей;

4) методические приемы использования промысловой информации (данные ГИС-контроля, детальная информация по добыче и закачке, результаты гидродинамических исследований);

5) методические приемы литологического расчленения разреза, детальная корреляция скважинных разрезов;

6) создание трехмерной цифровой геологической модели на базе современных математических и аналитических программ;

7) методы адаптации геологической основы для гидродинамического моделирования, методика построения фильтрационной модели;

8) использование современных программных средств для моделирования геологических процессов и процессов разработки

Методический подход к комплексному использованию разнородной информации основывается на выявлении общих закономерностей, которые обеспечивают наиболее полную сходимость их результатов. Научная новизна.

В диссертационной работе автором предложен и показан методический подход создания фильтрационных геолого-промысловых моделей сложнопостроенных залежей в клиноформных образованиях регрессивного типа, применительно к их преобразованию в математические геолого-гидродинамические на стадии проектирования их разработки.

Усовершенствован поэтапный алгоритм построения и перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической гидродинамической модели с максимальным учетом специфики строения клиноформных залежей рассматриваемого типа.

Основные защищаемые научные результаты. 1 Создание адекватных трехмерных фильтрационных геолого-промысловых моделей, учитывающих специфику строения регрессивных клиноформ, на основе комплексного изучения аналогичной залежи Романовского месторождения Западной Сибири.

2. Методический подход к переводу геолого-физической информации в математическую форму с максимальным учетом различных природных факторов, определяющих строение клиноформной залежи нефти

3. Повышение достоверности геолого-гидродинамической модели залежи в клиноформных отложениях для целей проектирования ее разработки.

Практическая значимость.

Усовершенствованный автором методический подход комплексного геолого-промыслового моделирования позволит существенно повысить качество и точность построения геолого-промысловых и математических моделей сложнопостроенных залежей, приуроченных к клиноформным отложениям Западной Сибири. Использование предлагаемого алгоритма перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической прогнозной для целей проектирования разработки, позволит максимально учитывать природные составляющие геолого-промысловой модели залежи и повысить качество расчета технологических показателей разработки и прогноза коэффициента извлечения нефти.

Построенные автором фильтрационные геолого-промысловые модели залежей нефти Романовского месторождения переданы на предприятие для дальнейшего использования при проектировании их разработки.

Публикации и апробация работы.

Основные положения диссертационной работы опубликованы автором в трех статьях и тезисах научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (март, 2004г)

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 180 страницах, включая 70 рисунков и 7 таблиц. Библиографический список включает 50 опубликованных и фондовых работ.

Представленная работа выполнена на кафедре Промысловой геологии нефти и газа Российского Государственного Университета им. И. М. Губкина.

Автор выражает искреннюю благодарность коллективу кафедры Промысловой геологии нефти и газа РГУ им. И. М. Губкина - научному руководителю доктору г.-м. н., профессору Чоловскому И.П, профессору Вагину С Б., профессору кафедры Гутману И.С., ст. пред. Кузнецовой Г.П, а также всем, кто способствовал работе над диссертацией.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели задачи, новизна и практическая значимость работы.

В первой главе «Современные представления о неантиклинальных ловушках нефти и газа, генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири, их строение и классификации» рассматривается состояние изученности сложнопостроенных ловушек углеводородов, в том числе и залежей клиноформного комплекса Западной Сибири, выполнено обобщение комплекса имеющихся материалов по изучению клиноформных структур, выявлены основные признаки классификации сложнопостроенных залежей углеводородов, процессы возникновения клиноформных комплексов Западной Сибири в целях обоснования прогноза распределения сложнопостроенных ловушек углеводородов.

Разведка и подготовка к разработке нетрадиционных ловушек являются первоочередной задачей для промыслово-геологических служб на сегодняшний день. Наиболее перспективным в этом отношении объект - клиноформная толща неокома Западной Сибири. Изучение и моделирование неантиклинальных ловушек в этой толще должно базироваться на всестороннем учете и использовании результатов исследований в этом направлении за прошедшие годы.

За полувековую историю изучения «нетрадиционных» структур многими учеными были исследованы условия формирования неантиклинальных ловушек, их строение, территориальное распространение по регионам России, были составлены классификации этих структур. Известны работы таких ученых как Деникевича И А., Лукиных Э.Н. по исследованию и изучению неантиклинальных ловушек углеводородов на Соль-Илецком своде.

Особенностями строения, корреляции и индексации основных продуктивных отложений неокома Западной Сибири занимались Бородкин В. Н., Брехунов А. М (СибНАЦ). В работах М. В. Соловьева описаны построение и особенности геологической модели клиноформного комплекса неокома. Сейсмические исследования клиноформных образований и применение сейсморазведки в оценке перспективных объектов приведены в научных трудах Долицкого В. А., Грачевского М. М., Мкртчана О. М., Нежданова А. А., Крылова Д. Н., Чемагиной Е. В., Головановой М. П., Сапрыкиной А. Ю., Славкина В. С. Нужно отметить научный вклад в изучение структуры нетрадиционных ловушек, исследование условий формирования таких структур, систематизацию сведений и информации о неантиклинальных залежах и составления классификаций Онищука Т М., Наумова А. Л., Векслера Л.А., Денисова С. Б., Бусыгина Г. В., Жаркова А. М., Игошкина В. П., Шлезингера А. Е., Седаеву К. М., Трушкову Л. Я.

Нужно отметить, что перспективы поисков и разведки неантиклинальных ловушек связаны не только с Западно-Сибирским регионом России. Промышленная нефтегазоносность может быть связана с нетрадиционными ловушками Волго-Уральской антеклизы, Южно-Каспийской впадины, СевероВосточного Кавказа и др.

Разнообразные линзы могут формироваться в континентальных (например, речные, озерные, конусы выноса), прибрежно-морских (дельтовых, баровых) и даже глубоководных (турбидитовых) условиях, но в данном случае речь идет о больших по толщине и занимающих огромные площади комплексах, сложенных отдельными линзами. Они являются специфическими морскими образованиями и сейсмические портреты их поперечно-береговых сечений наглядно иллюстрируют процесс заполнения осадками готовой впадины Такая впадина должна иметь четко выраженные слабо наклоненную шельфовую часть, континентальный склон и относительно глубоководную часть. Клиноформные образования обязаны своим происхождением многим сложно взаимодействующим факторам Главными являются наличие готовой впадины, длительно не компенсируемой осадками, приносимыми постоянными

и временными потоками; активная деятельность моря по перераспределению осадков; тектоническая активность, способствующая этому процессу, в том числе и в виде оползней.

На основании многолетних наблюдений нетрадиционных залежей углеводородов, накопленной информации о строении структур и результатов исследования генетических условий образования ловушек была составлена классификация типов неантиклинальных ловушек (А. М. Жарков (ВНИГРИ).

В данной классификации в основу выделения типов ловушек закладывается генетический признак, под которым понимается совокупность геологических процессов, предопределяющих происхождение ловушки Наиболее целесообразно выделять отдельные типы ловушек по трем основным элементам клиноформы, поскольку в пределах этих элементов существуют близкие фациальные условия, обеспечивающие формирование соответствующих песчаных тел и определяющие родственные типы ловушек Таким образом, выделяются три группы ловушек: шельфовые, склоновые и глубоководные. В нефтегазоносном отношении перспективными являются шельфовая и склоновая группы ловушек.

Существует и другая классификация неокомских клиноформ Западной Сибири, предложенная Игошкиным В. П., Шлезингером А. Е В данном случае выделяются четыре генетических класса клиноформ: трансгрессивные клиноформы, регрессивные клиноформы, подводные конусы выноса и параллельно-слоистые клиноформы Они возникали на склонах и в пределах днища топодепрессии при прерывисто-вертикальной и латеральной седиментации, когда возрастные тела сменяли друг друга преимущественно в горизонтальном направлении при незначительной (на порядок меньшей) вертикальной составляющей.

Генетические классы геологических тел иеокома, созданные разными седиментационными процессами, предопределяют закономерности распространения коллекторов. Первым объектом являются шельфовые пласты на относительно отдаленных участках от клиноформ. Они создают структурные ловушки углеводородов. Второй объект представляют так

называемые подшельфовые песчаные пласты Они образуются на поверхности регрессивных клиноформ за счет относительного подъема уровня моря вследствие локального изостатического погружения или уплотнения И, наконец, третий объект коллекторов приурочен к нижним частям подводных конусов выноса и регрессивным клиноформам, куда они попадали за счет мутьевых и турбидитных потоков и гравитационного течения. Второй и третий объекты создают ловушки углеводородов неструктурного типа.

Следует обратить внимание на решение ещё одной из главных задач нефтегазовой геологии, освещенной в этой главе, - выявление закономерностей размещения залежей углеводородов в нефтеносных клиноформных комплексах. Этот вопрос особенно актуален для неокомского сложнопостроенного клиноформного комплекса Западной Сибири. Решение этой задачи способствует успешному поиску залежей нефти и газа и основывается на изучении вертикальной и латеральной миграции углеводородов.

Во второй главе «Геолого-геофизическая характеристика объекта изучения» приводятся общие сведения о геолого-промысловой характеристике выбранного объекта исследования, приуроченного к клиноформным образованиям нижнемеловых отложений мегионской свиты Романовской площади, детально описывается комплекс исходной сейсмической и геолого-геофизической информации.

Объектом исследования в данной диссертационной работе является Романовское месторождение. Оно было открыто еще в 1979 году, но долгое время считалось неперспективным. В 1994 г. очередная разведочная скважина дала первый нефтяной фонтан. Тогда началось эксплуатационное бурение. В промышленную разработку месторождение было запущено в июле 2000 года.

Романовское месторождение расположено на смежной территории Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Оно находится в районе развитой структуры нефтедобычи, между разрабатываемыми Сугмутским (с запада) и Крайним (с востока) месторождениями.

Романовское месторождение расположено на Восточно-Пякутинском структурном мысе, являющимся структурным осложнением Северо-Сургутской моноклинали Тектонические нарушения в пределах рассматриваемой площади не зафиксированы.

Геологический разрез месторождения слагается мощной толщей песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского возраста и доюрскими отложениями промежуточного рифтогенного структурного этажа, залегающими на поверхности складчатого консолидированного фундамента

В пределах изучаемой площади залежи нефти выявлены в пластах БС™2, БС92 и в песчаниках ачимовской толщи. В юрских отложениях выявлена нефтяная залежь, предположительно приуроченная к продуктивному горизонту ЮВь Продуктивные пласты характеризуются глубоким залеганием, сложным строением, неблагоприятными геолого-физическими условиями для выработки запасов.

Начальные геологические запасы нефти по пластам БСю2 и ВСд2 составляют около 60 млн т, извлекаемые - 17,1 млн. т. Коэффициент извлечения нефти - 0,3. Ежесуточно на месторождении добывается около 3 тыс. т. нефти.

Основной объект разработки Романовского месторождения и моделируемый в данной работе объект- продуктивный пласт БСю2"1. Его образование связано с регрессивным заполнением осадочного бассейна, он относится к типично клиноформным отложениям Глубина залегания пласта составляет 2700 м, среднее значение пористости по залежи - 16%, проницаемость достигает 0,040 мкм2, среднее значение нефтенасыщенности коллекторов по залежи - 53%.

В диссертационной работе при построении геолого-промысловой модели комплексом исходных данных является первичная информация об объекте, накопленная за историю разведки и разработки месторождения:

1. результаты интерпретации 2Д и ЗД сейсмики;

2. исследования скважин геофизическими методами (ТИС);

3. изучение керна;

4 данные испытания скважин (интервалы перфорации, дебит скважин и т д.)

Геофизические данные. Материалы геофизических исследований скважин (ГИС) использовались для решения следующих геологических задач:

- выделения стратиграфических реперов;

- проведения корреляции геологических разрезов;

- уточнения привязки сейсмических данных к геологическому разрезу;

- построения детальной геологической модели;

- литологического расчленения продуктивного разреза, выделения коллекторов, определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, оценки характера их насыщения;

- обоснования и уточнения водонефтяных контактов и определения контуров залежей.

Для выполнения интерпретации данных ГИС были использованы материалы по 116 разведочным и эксплуатационным скважинам.

Полнота обрабатываемого комплекса ГИС по 56 разведочным и 60 эксплуатационным скважинам составила: метод ПС - 100%, ИК - 87%, ГК -88%, Ж - 67%, БК - 89%.

В целом выполненный комплекс ГИС в скважинах, его полнота и качество позволяют выделять в разрезе месторождения коллекторы, определять их характер насыщения, оценивать коэффициенты пористости и нефтегазонасыщенности.

Литолого-петрофизические данные.

Литолого-петрофизическая характеристика коллекторов пласта БСю2"1 дается по описанию и результатам анализов керна, представленным недропользователями при первом построении геологической модели продуктивных отложений.

Вынос керна по скважинам Романовского месторождения составил в среднем 65%. Представительность керна по основным петрофизическим свойствам - коэффициентам пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности - недостаточная, т.к. пласта БСю2"1 неоднороден по разрезу

и площади И это значительно усложняет привязку керна к разрезу скважин и снижает достоверность петрофизических зависимостей. Поэтому методики выделения коллекторов, оценки характера насыщения и определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов заимствованы из отчетов по подсчету запасов двух соседних месторождений - Крайнего (1987г.) и Северо-Пямалияхского (1992г.), которые содержат аналогичные залежи нефти.

Геолого-промысловые данные.

При проведении геологоразведочных работ Романовского месторождения пласт БСю21 опробовался в 97 разведочных и эксплуатационных скважинах. Это составляет 84% от общего числа скважин Во всех скважинах были произведены испытания пласта. Эти данные послужили основой для обоснования водонефтяного контакта.

Сейсмические данные.

Традиционный комплекс исходной геолого-промысловой и геофизической информации расширяется сейсмическими данными. За последние годы техника и методика сейсмических исследований претерпели существенные изменения. В максимальной степени это касается наиболее динамично развивающейся Зх мерной модификации сейсморазведки МОГТ (метода общей глубинной точки).

В диссертационной работе автором были использованы результаты геологической интерпретации материалов сейсморазведки 2Д и ЗД на Романовской площади, которые представлены съемками ЗД двух полевых сезонов 1999-2000 гг. и 2000-2001 гг в объеме 291,9 кв км, переобработанными данными 2Д в объеме 967,5 пог.км и обработанными данными 2Д полевого сезона 2001-2002 гг. (съемка №150) в объеме 767,1 пог. км (47 профилей)

Поверхностные сейсмогеологические условия в районе работ определяются физико-географическими условиями, характеризуются сложностью и разнообразием.

Глубинные сейсмогеологические условия на площади работ оцениваются как благоприятные, позволяющие изучать практически всю толщу осадочного

чехла, в том числе его нижнемеловой интервал, где находится целевой горизонт.

Таким образом, количество и качество первичной информации позволяют обеспечить достаточным объемом исходных данных процесс моделирования нефтяной залежи пласта БСю2"1 в клиноформных отложениях в пределах Романовской площади.

В третьей главе «Комплексное геолого-промысловое моделирование залежей нефти в клиноформных отложениях» описывается методический подход к максимальному использованию всей различной геолого-промысловой информации, имеющейся в распоряжении исследователя, а также этапность моделирования залежей нефти в клиноформных отложениях регрессивного типа.

При геолого-промысловом моделировании сложнопостроенных залежей нефти первоначально информационной базой является сейсморазведка и скважинные данные. Использование такого комплекса данных особенно актуально для клиноформных пластов, т.к. именно интерпретация сейсмических материалов позволяет наиболее достоверно определить форму пласта. Обработка и интерпретация сейсморазведки 2Д и ЗД позволили построить трехмерные временные и глубинные кубы, выделить и детально прокоррелировать отражающие горизонты, осуществить их стратиграфическую привязку, выделить и математически точно описать структурные поверхности, зоны выклинивания горизонтов, литологические замещения, «отрисовать» форму залежи по результатам интерпретации волнового поля.

Также путем обработки и интерпретации сейсмических данных были получены сейсмические поверхности, которые использованы при построении структурных поверхностей продуктивных пластов, проведен палеотектонический анализ, дающий информацию об истории развития изучаемой территории, характере седиментации, последовательной трансформации структурных планов целевых горизонтов, и в конечном итоге это дает основание судить о типе клиноформы.

Выделение по скважинным данным (по данным ГИС) основных геологических границ и их увязка с результатами обработки сейсмических данных являются одной из первостепенных задач при создании адекватных геолого-фильтрационных моделей залежей нефти в клиноформных отложениях, от правильности решения которой зависит степень достоверности построенной модели.

Опорными стратиграфическими реперами в геологическом разрезе Романовского месторождения являются: кровля сеноманских отложений (которой соответствует отражающий горизонт (ОГ G); кровля алымской глины (ОГ М); кровля пимских глин (ОГ Нр); кровля сармановских глин (ОГ Hs); кровля чеускинских глин (ОГ BS9); кровля баженовской свиты (ОГ В).

По данным интерпретации ГИС, в пределах площади изучаемого объекта в интервале меловых и юрских отложений выделяются три группы продуктивных пластов - группа БС (нижний мел), группа Ач (нижний мел) и группа Ю (верхняя юра, баженовская свита).

В группе пластов БС генетически можно выделить шельфовые пласты (горизонт БСд и выше) и пласты клиноформного комплекса (БСю и ниже).

Задача корреляции разрезов скважин решалась путем прослеживания отдельных участков геологического разреза, обладающих сравнительно устойчивой геофизической характеристикой. В качестве основных реперных границ принимались локальные поверхности, связанные с однородными глинистыми породами, выдержанными как по мощности, так и по простиранию, а в качестве дополнительных - реперные интервалы, имеющие устойчивые геофизические показатели в пределах площади.

В комплекс данных для геолого-промыслового моделирования залежей, кроме материалов интерпретации сейморазведки и ГИС, входят результаты исследования кернового материала При комплексировании данных ГИС и керна эти материалы были приведены в соответствие друг с другом путем получения и анализа общих закономерностей.

По результатам обобщения детального описания керна и статистической обработки петрофизических исследований керна пласт БСю2"1 представляет

собой переслаивание прослоев песчаников, алевролитов и глин и характеризуется ярко выраженной неоднородностью по разрезу и площади.

Петрофизические параметры, измеренные на образцах керна, дают представление о диапазонах изменения и средних значениях основных свойств коллекторов. Продуктивные породы пласта БСю2'1 обладают значениями пористости, меняющимися в пределах от 12 до 20% со средним значением 17%, и проницаемости, имеющей диапазон от 0,001 до 0,043 мкм2, и средним значением 0,013 мкм2, нефтенасьпценность коллекторов не превышает 71% в зоне предельного нефтенасыщения.

При построении фильтрационной геолого-промысловой модели сложнопостроенных залежей нефти в клиноформных отложениях предлагается определенная последовательность комплексного геолого-промыслового моделирования.

Первоначально предполагается работа с данными 2Д и ЗД сейсморазведки. Только сейсмические данные позволяют наиболее точно провести границы пласта клиноформных отложений и определить форму залежи. Затем происходит отождествление данных 2Д и ЗД сейсмики и результатов интерпретации геофизических данных, полученных в разведочных скважинах В итоге стратиграфической привязки отраженных волн получаются геосейсмические разрезы продуктивных пластов, сейсмические поверхности опорных горизонтов продуктивных пластов, с помощью которых реализуется процесс построения структурного каркаса пласта.

Второй этап комплексного геолого-промыслового моделирования включает в себя детальное изучение внутреннего строения залежи. Проводится детальная корреляция разреза продуктивных отложений, построение принципиальной модели пласта и полей распространения коллекторов в объеме клиноформного тела. При построении карты распределения эффективных толщин пласта необходимо использование результатов интерпретации сейсмических данных, т.к. изменения волнового поля при отсутствии скважин дает возможность предположить распространения пород по площади и разрезу На этом же этапе моделируется изменение фильтрационно-емкостных свойств

(ФЕС) в объеме пород-коллекторов Для изучения микронеоднородности автором применен комплексный анализ данных исследования кернового материала и результатов интерпретации геофизических данных Степень достоверности полученных полей распределения ФЕС определялась промысловыми характеристиками, в частности данными по работе скважин.

В четвертой главе «Построение геолого-промысловой модели залежи нефти в клиноформных отложениях Романовского месторождения» дается описание модели нефтяной залежи пласта БСю2'1, построенного на основе использования имеющейся информации, согласно поэтапному алгоритму моделирования сложнопостроенных залежей

На основе комплекса результатов обработки и интерпретации данных сейсморазведки МОГТ-ЗД и МОГТ-2Д, геофизических материалов, геолого-промысловой информации в диссертационной работе соискателем был построен первоначальный вариант трехмерных геолого-промысловых моделей продуктивного пласта.

По результатам интерпретации сейсмических данных (сеймические поверхности, палеотектонический анализ) пласт БСю2"1 приурочен к клиноформным образованиям регрессивного типа Ему свойственно строго ориентированная веерообразность залегания слоев пород, слагающих объем клиноформного тела.

Принципиальная модель пласта БСю2"1 построена с учетом данных ГИС и сейсморазведки и ее сопоставление с седиментационным слайсом по кубу ЗД Границы развития песчаного тела были выделены как по изменению интенсивности волнового поля на седиментационном слайсе, так и по изменению интенсивности фазы на временных разрезах 2Д. По этим же данным проведено выделения зоны глинизации и выклинивания данных отложений. По характеру кривых ГИС, записи волнового поля, положению водонефтяных контактов, морфологии дна осадочного бассейна пласт БСю2"' разделяется на 3 зоны - южную, центральную и северную. Общая протяженность песчаных тел трех зон составляет около 39.5 км при ширине 3.7-6 2 км.

Каждая зона имеет свою отметку положения водонефтяного контакта.

Общая толщина клиноформы увеличивается с востока (несколько метров) на запад (100 и более метров). Сами песчаные тела пласта БСю2"1 залегают в центральной части площади (склоновой части клиноформы -ортоформе) и их эффективные толщины меняются от 0 до 31.4 м, в среднем составляет около 9 м (рис. 1.). На востоке и западе породы-коллектора отсутствуют. Также для данного пласта характерно расположение коллекторов в верхней кровельной части пласта, а нижняя часть представлена глинистыми разностями. Такое распределение коллекторов свойственно для продуктивных отложений в клиноформных образованиях регрессивного типа.

Форма залежи определяется тремя типами геологических границ:

1) восточная граница залежи характеризуется полным выклиниванием коллекторов при минимальном значении общей толщины пласта.

2) на западе общая толщина пласта существенно расширяется и границей залежи является фациальное замещение коллекторов глинистыми породами. К западу также увеличивается и расчлененность пласта притом, что центральная часть объекта характеризуется монолитным строением коллекторов.

3) на юге общая толщина пласта стабильно небольшая, а коллектора постепенно замещаются глинистыми разностями.

4) на севере при постоянно высоких значениях общей толщины пласта происходит фациальное замещение коллекторов глинистыми породами.

5) наличие гидродинамических экранов, выделенных по сейсмическим данным, разделяющих южное и центральное тела.

Оконтуривание песчаного тела в краевой части южной зоны весьма неоднозначно, волновое поле разбито на отдельные отражения различной интенсивности, связанные, по-видимому, с результатами деятельности палеорусел. По мере приближения к центральной части и в самом центре месторождения, интенсивность отражения становится однороднее, песчаное тело выделяется достаточно уверенно.

Рис. 1. Распределение коллекторов в разрезе куба песчанистости.

Большой интерес представляет зона, выделенная по сейсмическим данным, разделяющая южное и центральное тела. Интерпретировать изменение волнового поля, отображенного на временных разрезах, пересекающих эту зону, можно по-разному:

- южное и центральное песчаные тела образовались одновременно в результате проявления различных механизмов отложения этих осадков, т.е. в различных фациальных обстановках,

- эти тела были «разбиты» серией разветвляющихся более молодых по возрасту палеоканалов, вследствие чего песчаные тела оказались разобщены.

Центральная часть пласта является типично склоновым телом с регрессивным профилем развития. Эта часть пласта образовалась в результате интенсивного смыва (обвала) ранее отложившихся на шельфе осадков вниз по склону. Причем, осадконакопление происходило в несколько этапов; осадки накапливались на относительно выровненных участках, постепенно перемещаясь в западном-северо-западном направлении.

В северном направлении происходит постепенное замещение песчаников непроницаемыми породами из-за удаленности от источника сноса, однако полного замещения пласта БСю2"1 не вскрыла ни одна скважина. Характер сейсмической записи в северной части клиноформы меняется, очень

часто происходит разрыв отражений. Для данной части залежи характерно резкое латеральное изменение литотипов, т.е. массивные песчаные тела замещаются тонким чередованием песчано-глинистых пород вплоть до полного замещения на непроницаемые породы Эти свойства были использованы при обосновании положения водонефтяного контакта в северной части развития пласта БСю2"1.

Изменение фильтрационно-емкостных свойств в пласте происходит не только по площади, а также по разрезу Нижняя часть коллекторов характеризуется ухудшенными ФЕС, что характерно для клиноформ регрессивного типа Высокопроницаемые коллектора отмечаются в кровельной части пласта в центральной и южной линзах Проницаемость достигает 0,040 мкм2.

С точки зрения энергетической характеристики залежи пласт БСю2 относится к типу «запечатанных» залежей Запечатанность залежи образуется в результате фациального замещения песчаных коллекторов глинистыми породами, являющимися их геологическими границами на юге, севере и западе залежи, связь с водонапорной системой пласта практически отсутствует.

Таким образом, при моделировании нефтяной залежи пласта БСю2"1 установлены следующие особенности строения, характерные для клиноформных образований и связанные как с макронеоднородным строением пласта, так и с микронеоднородностью пород-коллекторов:

- форма залежи, определенная разными типами геологических границ;

- внутреннее строение пласта, изменчивость доли коллекторов в объеме залежи;

- изменение фильтрационно-емкостных свойств в объеме пород-коллекторов.

- залежь нефти является «запечатанной».

В пятой главе «Построение фильтрационных геолого-гидродинамической модели залежи нефти в клиноформных отложениях на основе комплексного использования имеющейся информации об объекте» подробно описан алгоритм построения трехмерной геологической модели данного пласта, приведены результаты оценки достоверности модели путем

уточнения запасов углеводородов и приведена последовательность операций перевода трехмерной геолого-промысловой модели в геолого-гидродинамическую модель.

Технология построения фильтрационных геолого-промысловых моделей включает ряд последовательно реализуемых этапов.

1. Создание единой базы данных.

2. Построение основного структурного каркаса по стратиграфическим поверхностям по данным сейсморазведки 2Д и стратиграфическим разбивкам разведочных и эксплуатационных скважин.

3. Подготовка информационных массивов данных и выборок скважин для различных этапов структурного и петрофизического моделирования.

4. Построение структурного каркаса месторождения по кровлям и подошвам коллекторов объекта с использованием данных сейсмической разведки (сейсмических поверхностей).

5. Построение послойных карт эффективных толщин с учетом седиментационной модели и общих принципов геологического строения месторождения. Построение принципиальных моделей продуктивных объектов с использованием карт сейсмических атрибутов, результатов анализа волнового поля, промысловой информации (данные о работе скважины (добыча)), построение полей распределения ФЕС с использованием данных ГИС, результатов анализа кернового материла, работы скважин.

6. Анализ положения контактов флюидов и их изменений по площади месторождения, построение карт флюидных контактов в каждой гидродинамической системе.

7. Компьютерная геометризация залежи, определение контуров залежи нефти и их корректировка по скважинным данным.

8 Подготовка данных (в виде послойных кривых параметров по каждой скважине) для расчета 3-х мерной сеточной модели.

9. Трехмерная интерполяция параметров геологической модели - построение кубов песчанистосш, пористости, проницаемости, водонасыщенности.

10. Анализ построенной цифровой геологической модели путем подсчета запасов и определение средних подсчетных параметров.

В ходе построения геолого-промысловой модели пласта БСю2"1 был построен структурный каркас с использованием сейсмических поверхностей БСЮ 2 4, БС10 2 2 и БСЮ 21, которые учитывались при построении кровли, а особенно подошвы пласта, т.к. многие скважины не вскрыли подошву продуктивных отложений БСю2"1.

Также проведен повторный анализ ВНК. В процессе анализа выявлено резкое изменение положения контактов флюидов в северной части залежи пласта БСю2"1, что показывает на лизновидное строение этой залежи, неравномерное распределение продуктивных отложений по разрезу. Это подтверждает и сейсмическая картина этого участка месторождения.

При построении принципиальной модели пласта для корректного картирования продуктивных тел сложной конфигурации учитывались результаты интерпретации волнового поля, данных ГИС в скважинах, результаты опробования скважин, в частности дебита скважин.

Результатом комплексного геолого-промыслового моделирования является построение трехмерной геолого-промысловой модели продуктивного пласта БСю2"' в программном комплексе «ОУ-Оео». Трехмерная геологическая сетка имеет размерность Ых=~212, Ку=484, те. размер ячеек составляет около 50x50м. По вертикали объект разбивался на № число (на 350) элементарных слоев, что характеризует дельность построения залежи даже в более мощной части залежи, на западе. Каждый элементарный слой модели для клиноформных отложении пласта БСю отличается от элементарного слоя традиционной слоистой модели своей конусообразностью (увеличение толщины слоя с востока на запад) и формой ячеек. В цифровой модели сохранена строго ориентированная веерообразноность залегания слоев пород, слагающих объем клиноформного тела. Также в модели отражено изменение доли коллекторов в объеме залежи- монолитное строение в ортоформе (склоновой части) клиноформы и минимальные эффектные толщины на западе и востоке клиноформного пласта

Анализ построенной фильтрационной геолого-нромысловой модели проводился путем оценки запасов и определения средних подсчетных параметров:

Пласт БСю21 Площадь нефтеносности, тыс м2 Средняя нефтена-сыщенная толщина, м Объем нефтесо-держащих пород, тыс м3 Коэффициенты, д ед Плотность, г/см3 Геологические запасы нефти, тыс.т

пористости нефтена-сьпцен- НОСТИ пересчетный

78716 6,5 511108 0,16 0,55 0,87 0,85 34049

Запасы основного пласта Романовского месторождения БСю2"1 составляют более половины запасов всех выявленных к настоящему времени продуктивных пластов данной площади.

При переводе геолого-промысловой модели в геолого-гидродинамическую в первую очередь учитывались следующие основные показатели залежи:

полный объем пород-коллекторов и неколлекгоров в границах клиноформ; объем, сложенный только коллектором; нефтенасыщенный объем;

изменение проводимости пласта по площади и разрезу. Фильтрационная сетка в большинстве случаев не совпадает с сеткой геологической модели и содержит значительно меньшее количество узлов, что в первую очередь связано с необходимостью снижения затрат машинного времени на вычисления, так как с увеличением количества узлов растет порядок системы алгебраических уравнений В данной работе была создана гидродинамическая сетка 100x100м с числом ячеек Их =106, Ку = 242 и N2 = 150. Общее количество ячеек сократилось от 36 млн. до 3,8 млн.

Сокращение количества ячеек достигается увеличением площадной размерности гидродинамической сетки модели от 50x50 до 100x100 м. А количество элементарных слоев было уменьшено за счет того, что в построении геолого-гидродинамической модели не учитывается нижняя заглинизированная часть клиноформного пласта. Сокращение числа слоев в верхней части

обосновано укрупнением сетки модели в целях минимизирования времени технологических расчетов. Но при этом были сохранены все особенности строения клиноформного пласта.

Основные выводы и результаты работы

1. На основании обобщения литературных и фондовых материалов, касающихся исследований клиноформных залежей, установлено, что залежь нефти пласта БСю2"1 Романовского месторождения относится к специфическим клиноформным образованиям регрессивного типа. Это подтверждается сейсмическими данными и палеотектоническим анализом изучаемой площади.

2. На основе комплекса сейсмических и геолого-промысловых данных проведено построение фильтрационной геолого-промысловой модели залежи пласта БСю2"1. При этом в основу была положена теория формирования клиноформных отложений регрессивного типа, полученных предшествующими исследователями. Для этих специфических геолого-физических условий был разработан методический подход к созданию геолого-промысловых моделей с комплексным использованием всей имеющейся информации.

3. Отличительной особенностью строения клиноформных отложений является строго ориентированная веерообразность залегания слоев пород, слагающих объем клиноформного тела

Характерными чертами строения нефтяной залежи пласта БСю2*1 Романовского месторождения являются:

а) Форма залежи определяется тремя типами геологических границ (граница полного выклинивания коллекторов, границы их фациального замещения, и гидродинамические экраны, фиксируемые при интерпретации сейсмических данных).

б) Высокая макронеоднородность пласта, выраженная в существенной изменчивости расчлененности пород на отдельные прослои с разной степенью их прерывистости

в) Менее высокая микронеоднородность пласта, выраженная изменением фильтрационно-емкостных свойств в объеме пород-коллекторов в основном по разрезу.

4. Автором произведено преобразование геолого-промысловой модели в трехмерную геолого-гидродинамическую. Оно осуществляется в определенной последовательности:

Вначале происходит перевод исходной геолого-промысловой информации в математическую форму, касательно полного объема клиноформного образования, оконтуренного геологическими границами разного генезиса, которое в соответствии с его формой дифференцируется на конусообразные элементарные слои переменной толщины, с разбиением на ячейки.

Затем отстраиваются формы геологического тела, сложенного породой -коллектором и нефтенасыщенной породой, с учетом дифференциации, принятой для полного объема клиноформы.

На завершающей стадии моделирования залежи нефти каждой ячейке присваивается значение параметров пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

В итоге создана трехмерная геолого-гидродинамическая модель, используемая при обосновании выбора системы разработки залежи, расчете технических показателей и определения КИН для геолого-физических условий.

1. Тезисы докладов научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (март, 2004г)

2. Актуальность поиска и разведки неантиклинальных залежей нефти и газа - Актуальные проблемы современной науки, №5,2004г.

3. Методика и этапность комплексного геолого-промыслового моделирования нетрадиционных ловушек - Естественные и технические науки, Кеб, 2005г.

4. Современные представления о строении юшноформных образований и их классификации - Актуальные проблемы современной науки, №1,2006г.

Публикации

Соискатель

к исполнению 14/04/2006 Исполнено 17/04/2006

Заказ № 282 Тираж 120 зкз

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Варшавское ш , 36 (495) 975-78-56 (495) 747-64-70 www autoreferat ru

84 04

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Шерашова, Анастасия Геннадьевна

Введение.

1. Современные представления о неантиклинальных ловушках нефти и газа, генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири, их строение и класификации.

2. Геолого-геофизическая характеристика объекта изучения.

2.1. Геолого-геофизическая изученность.

2.2. Стратиграфия.

2.3. Тектоника.

2.4. Нефтегазоносность.

2.5 Комплекс первичных данных, исходная сейсмическая, геологогеофизическая и геолого-промысловая информация.

2.5.1. Геофизические данные.

2.5.2. Литолого-петрофизические данные.

2.5.3. Геолого-промысловые данные.

2.5.4. Сейсмические данные.

3. Комплексное геолого-промысловое моделирование залежей нефти в клиноформных отложениях.

3.1. Обработка и интерпретация материалов ГИС, геологопромысловой информаци.

3.1.1 Выделение по данным ГИС основных геологических границ и их корреляция.

3.1.2 Алгоритмы выделения коллекторов и оценки фильтрационно-емкостных свойств.

3.2 Обработка и интерпретация сейсмических данных.

3.2.1 Методика полевых работ.

3.2.2. Стратиграфическая привязка.

3.2.3. Анализ волнового поля, корреляция отраженных волн и выделение тектонических нарушений, оценка динамических параметров отражений.

3.2.4. Построение скоростной модели среды и структурных карт, анализ структурных построений, построение структурного куба.

3.2.5. Построение структурного куба.

3.3. Методический подход к комплексному геолого-промысловому моделиро-ванию нетрадиционных ловушек.

3.4. Этапность комплексного моделирования сложнопостроенной залежи нефти в клиноформных отложениях.

4. Построение геолого-промысловой модели залежи нефти в клинофрмных отложениях Романовского местороиадения.

5. Построение фильтрационной геолого-гидродинамической модели залежи нефти в клинофрмных отложениях на основе комплексного использования имеющейся информации об объекте.

5.1. Методика трехмерного моделирования.

5.2. Построение принципиальных моделей.

5.3. Построение структурного каркаса.

5.4. Создание трехмерной сетки.

5.5. Создание кубов параметров.

5.6. Уточнение геологических запасов.

5.7. Методика создания фильтрационной геолого-гидродинамической модели.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках"

Актуальность проблемы.

Нефтегазодобывающая промышленность нашей страны в своем развитии прошла несколько периодов, существенно отличающихся друг от друга. Современный период также значительно отличается от всех предшествующих. Ему свойственно резкое ухудшение сырьевой базы нефтяной отрасли. Оно связано с увеличением доли запасов, приуроченных к залежам с неблагоприятными для разработки геолого-физическими условиями.

Так, многие крупные месторождения, дававшие основной объем нефти вошли в сложную завершающую стадию выработки оставшихся трудноизвлекаемых запасов.

В тоже время на многих вновь вводимых в разработку месторождениях оказались довольно неблагоприятные геолого-физические условия для выработки запасов традиционными методами. Причем дальнейшее восполнение сырьевой базы во многом связывается с открытием и освоением залежей, приуроченных к неструктурным ловушкам, опыт разработки которых пока недостаточен.

Успешное применение современных систем разработки, их совершенствования, а также внедрения новых технологий в обстановке всё усложняющихся геологических условиях залегания запасов нефти требует адекватного отражения этих условий в создаваемых геолого-промысловых фильтрационных моделях.

В полной мере это относится к сложнопостроенным залежам нефти в клиноформных образованиях.

Поскольку от степени соответствия создаваемой фильтрационной геолого-промысловой модели пласта реальной залежи при проектировании ее разработки, в конечном итоге зависит полнота извлечения нефти и экономичность процесса, качество моделирования приобретает всё большую актуальность, как в научном, так и в практическом плане.

Цель диссертационной работы.

Основной целью диссертационной работы является совершенствование методов комплексного геолого-промыслового моделирования сложнопостроенных залежей углеводородов, приуроченных к клиноформным отложениям для целей проектирования их разработки.

В том числе при комплексировании геолого-физической информации в создаваемых моделях необходимо обеспечение более полного отражения особенностей строения природных границ, оконтуривающих залежи в этих отложениях, а также характера изменения проводимости и насыщенности пласта по площади в направлении от ундоформы (шельфовой части клиноформы) до фондоформы (глубоководной части клиноформы), и учета этих особенностей при преобразовании геолого-промысловой фильтрационной модели в математическую гидродинамическую.

Достоверность полученных данных обеспечена комплексным использованием:

• сейсмических материалов, общим объемом 767 пог.м (47 профилей);

• литолого-петрографических и петрофизических исследований керна;

• опробования и испытания пластов (80 скважин);

• комплекса геофизических исследований в 116 скважинах Романовского месторождения.

Методы исследования.

В диссертационной работе применялся методический подход к комплексному использованию разнородной информации следующих направлений нефтяной науки:

1) сейсмические исследования, методики интерпретации данных 2Д и ЗД сейсмики;

2) исследование кернового материала;

3) интерпретация данных ТИС, использование современных алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС с применением вычислительной техники, выявление петрофизических зависимостей;

4) методические приемы использования промысловой информации (данные ГИС-контроля, детальная информация по добыче и закачке, результаты гидродинамических исследований);

5) методические приемы литологического расчленения разреза, детальная корреляция скважинных разрезов;

6) создание трехмерной цифровой геологической модели на базе современных математических и аналитических программ;

7) методы адаптации геологической основы для гидродинамического моделирования, методика построения фильтрационной модели;

8) использование современных программных средств для моделирования геологических процессов и процессов разработки.

Методический подход к комплексному использованию разнородной информации основывается на выявлении общих закономерностей, которые обеспечивают наиболее полную сходимость их результатов. Научная новизна.

В диссертационной работе автором предложен и показан методический подход создания фильтрационных геолого-промысловых моделей сложнопостроенных залежей в клиноформных образованиях регрессивного типа, применительно к их преобразованию в математические геолого-гидродинамические на стадии проектирования их разработки.

Усовершенствован поэтапный алгоритм построения и перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической гидродинамической модели с максимальным учетом специфики строения клиноформных залежей рассматриваемого типа. Основные защищаемые научные результаты.

1. Создание адекватных трехмерных фильтрационных геолого-промысловых моделей, учитывающих специфику строения регрессивных клиноформ, на основе комплексного изучения аналогичной залежи Романовского месторождения Западной Сибири.

2. Методический подход к переводу геолого-физической информации в математическую форму с максимальным учетом различных природных факторов, определяющих строение клиноформной залежи нефти.

3. Повышение достоверности геолого-гидродинамической модели залежи в клиноформных отложениях для целей проектирования ее разработки.

Практическая значимость.

Усовершенствованный автором методический подход комплексного геолого-промыслового моделирования позволит существенно повысить качество и точность построения геолого-промысловых и математических моделей сложнопостроенных залежей, приуроченных к клиноформным отложениям Западной Сибири. Использование предлагаемого алгоритма перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической прогнозной для целей проектирования разработки, позволит максимально учитывать природные составляющие геолого-промысловой модели залежи и повысить качество расчета технологических показателей разработки и прогноза коэффициента извлечения нефти.

Построенные автором фильтрационные геолого-промысловые модели залежей нефти Романовского месторождения переданы на предприятие для дальнейшего использования при проектировании их разработки.

Публикации и апробация работы.

Основные положения диссертационной работы опубликованы автором в трех статьях и тезисах научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (март, 2004г)

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 180 страницах, включая 70 рисунков и 7 таблиц. Библиографический список включает 50 опубликованных и фондовых работ.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Шерашова, Анастасия Геннадьевна

Основные выводы и результаты работы

1. На основании обобщения литературных и фондовых материалов, касающихся исследований клиноформных залежей, установлено, что залежь

О 1 нефти пласта БСю Романовского месторождения относится к специфическим клиноформным образованиям регрессивного типа. Это подтверждается сейсмическими данными и палеотектоническим анализом изучаемой площади.

2. На основе комплекса сейсмических и геолого-промысловых данных проведено построение фильтрационной геолого-промысловой модели залежи

У 1 пласта БСю • При этом в основу была положена теория формирования клиноформных отложений регрессивного типа, полученных предшествующими исследователями. Для этих специфических геолого-физических условий был разработан методический подход к созданию геолого-промысловых моделей с комплексным использованием всей имеющейся информации.

3. Отличительной особенностью строения клиноформных отложений является строго ориентированная веерообразность залегания слоев пород, слагающих объем клиноформного тела

Л 1

Характерными чертами строения нефтяной залежи пласта БСю Романовского месторождения являются: а) Форма залежи определяется тремя типами геологических границ (граница полного выклинивания коллекторов, границы их фациального замещения, и гидродинамические экраны, фиксируемые при интерпретации сейсмических данных). б) Высокая макронеоднородность пласта, выраженная в существенной изменчивости расчлененности пород на отдельные прослои с разной степенью их прерывистости. в) Менее высокая микронеоднородность пласта, выраженная изменением фильтрационно-емкостных свойств в объеме пород-коллекторов в основном по разрезу. 4. Автором произведено преобразование геолого-промысловой модели в трехмерную геолого-гидродинамическую. Оно осуществляется в определенной последовательности:

Вначале происходит перевод исходной геолого-промысловой информации в математическую форму, касательно полного объема клиноформного образования, оконтуренного геологическими границами разного генезиса, которое в соответствии с его формой дифференцируется на конусообразные элементарные слои переменной толщины, с разбиением на ячейки.

Затем отстраиваются формы геологического тела, сложенного породой -коллектором и нефтенасыщенной породой, с учетом дифференциации, принятой для полного объема клиноформы.

На завершающей стадии моделирования залежи нефти каждой ячейке присваивается значение параметров пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

В итоге создана трехмерная геолого-гидродинамическая модель, используемая при обосновании выбора системы разработки залежи, расчете технических показателей и определения КИН для данных геолого-физических условий.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Шерашова, Анастасия Геннадьевна, Москва

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-216с.

2. Аплонов С.В., Келлер М.Б., Лебедев Б.А. Сколько нефти осталось в российских недрах? Природа, №7,200 г.

3. Бакиров А. А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра. 1973.

4. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. (Roxar Software Solutions AS, Московское представительство). Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, Возможности, Технологии. Нефтяное хозяйство, №3, 2001.

5. Бородкин В.Н., Каримова Н.А., Храмцова А.В. Представление о геологической модели клиноформы БП14-Ач15 севера Западной Сибири на базе литофациальных исследований. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003 . N 4/5. С. 66-77.

6. Бусыгин Г.В. Размышления о клиноформных комплексах. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №7,2,1993.

7. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Н., Храмов Г.А. и др. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрького района Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

8. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985-223с

9. Деникевич И.А., Лукиных Э.Н., Хоментовская О.А.(ОАО «ОренбургНИПИнефть»). Перспективы поисков неантиклинальных ловушекв девонских отложениях Соль-илецкого свода. Геология нефти и газа, №6, 1998 г.

10. Денисов С.Б., Гриншпун А.В., Серкова М.Х. Генетическая природа Сугмутского канала. Доклад конференции «Геомодель-2001».

11. Дроздов В.А., Дворак С.В., Ильин В.М., Сонич В.П. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района. Нефтяное хозяйство, 1991/4, стр. 19-21.

12. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №10, 2004.

13. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири, Геология нефти и газа, №1,2001.

14. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. М., «Нефть и газ», 2005 172с.

15. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М. «Недра-Бизнесцентр», 2000.- 414 с.

16. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: Нефть и газа, 2002 г. 445.

17. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири. Геология и геофизика, №8, 1990.

18. Каналин В.Г, Ованесов М.Г, Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1985.-247 е., 31 ил.

19. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Ершов С.В. (ИГНГ СО РАН) и др. Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры и неокома Западной Сибири и пути ее решения (системно-литмологический аспект). Геология нефти и газа, №2, 2003.

20. Кашик А.С., БилибинС.И., Гогоненков Г.Н., Кириллов С. (ОАО «ЦГЭ»). Новые технологии при построении цифровых геологических моделей месторождений углеводородов. Технологии ТЭК, №3, 2003 г.

21. Колосков В.Н. (ЗАО «МиМГО») Перспективы нефтепоисковых работ в Надымкой мегавпадине.

22. Кос И. М. (ОАО «Сургутнефтегаз»), Поляков А.А., Колосков В.Н., Беспалова Е.Б. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского участка, как части Приобского и Приразломного клиноформных макрообъекгов.

23. Литолого-фациальные комплексы меловых нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Сборник статей под редакцией Черникова О.А., Москва 1973г.

24. Мамяшев И.Г., Глазунов И.Г. Методика петрофизического обеспечения интерпретации данных электрометрии неоднородно-слоистых песчано-глинистых коллекторов. Изд. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1988г.

25. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91. ВНИИнефть, Москва, 1991.

26. Методическое руководство по комплексу ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин баженовской свиты (книга 7). М., 1999 г.

27. Мирджафаров М.А., Нариманов Н.Р., Мамедова С.М. (АзИНХ им. Азизбекова), Особенности распределения нефтегазоносности в среднем плиоцене южно-каспийской впадины.

28. Мкртчян О. М. Сейсмогеологические предпосылки развития геологоразведочных работ в верхнеюрско-неокомский толще латерального наращивания Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6,1994 г.

29. Мкртычан О. М. Новое в модели строения и формирования баженовской свиты Западной Сибири, Нефтегазовая геология и геофизика. №7,1984.

30. Н. А. Брылина (ТФ ФГУП «СНИИГГиМС»). Неоком— резервный объект прироста запасов УВ на северо-востоке Томской области.

31. Немченко Т.Н. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти приобского месторождения Западной сибири. Геология нефти и газа, №2,2000.

32. Особенности геологического строения и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. СибНИИНП выпуск 23, Тюмень 1981

33. Петрофизическая характеристика осадочного покрова нефтегазоносных провинций СССР. Справочник (Волхонин С.В., Авчан Г.М, Савинский К.А., и др.) Москва, Недра, 1985 г.

34. Петрофизические и гидродинамические исследования нефтегазоносных толщ Западной Сибири. ( Сборник статаей под редакцией Сторожева А.Д. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1980 г.)

35. Саркисян С.Г., Процветалова Т.Н., Лагутенкова Н.С., Сорокина Н.Э., Власова Л.В. Влияние литологических особенностей отложений неокома среднего приобья на распределение в них нефтеносных горизонтов.

36. Седаева К.М. О термине «клиноформа». Бюл. МОИП, 1989,том 64, выпуск 1

37. Славкин B.C., Шик Н.С., Сапрыкина А.Ю. К вопросу дизъюктивно-блокового строения природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ. Геология нефти и газа, №4, 2001.

38. Соловьев М. В. Геологическая модель клиноформного комплекса неокома севера Надым-пурской и Пур-тазовской нефтегазоносных областей Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №10,2001.

39. Трушкова Л.Я. Оперативный метод поиска несводовых ловушек. Л., ВНИГРИ, 1987 г.

40. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.:Недра, 1989-375с.:

41. Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд., Элиста: АЛЛ «Джангр», 1996.

42. Шарафутдинов В.Ф. Геологическое строение и закономерности развития майкопских отложений Северо-восточного Кавказа в связи с нефтегазоносностью. Диссертационная работа на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М, 2003.

43. Шпильман В.И., Мясникова Г.П. Перерывы в формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6, 1993.

44. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. (Тюменьгеология). Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6,1993 г.

45. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: «Недра», 1978. 215 с.