МОДЕЛИРОВАНИЕ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СУРГУТСКОГО СВОДА

Феклистова Ольга Андреевна

студент 4 курса, кафедра нефтегазового дела ТюмГНГУ (филиал в г. Сургуте)

E-mail: olkasever@mail.ru

Тюкавкина Ольга Валерьевна

научный руководитель, канд. геолого-минералогических наук, доцент ТюмГНГУ (филиал в г. Сургуте), г. Сургут

На современном этапе освоения нефтегазоносных площадей Сургутского свода, можно отметить, что большинство месторождений находятся на завершающей стадии разработки, поэтому наиболее актуальным является детальное доизучение геологического строения и потенциала нефтегазоностности в сложнопостроенных залежах, содержащих трудноизвлекаемые запасы нефти и газа.

В настоящее время решением этой задачи может быть: выявление особенностей геологического строения, установление локализации сложнопостроенных коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, дополнение сведений о коллекторских свойствах с учетом их изменения в процессе разработки. Используя современные программные комплексы: Petrel, Ecrin, Sapfir, Roxar, Isoline и др., можно построить постоянно-действующие геологические модели, установить контур площадей содержащих трудноизвлекаемые запасы, выбрать методику технологических процессов разработки месторождения, обосновать наиболее эффективные мероприятия по ее регулированию и принять адекватные проектные решения.

Для создания геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений, в соответствии с действующим регламентом РД [3], необходимо комплексное совместное использование детальной цифровой трехмерной геолого-математической модели залежи, построенной на основе собранной геолого-промысловой информации и данных геофизических исследований скважин (ГИС), отражающих процессы фильтрации пластовых флюидов и изменение коллекторских свойств в процессе разработки месторождения.

Программные комплексы Petrel, Ecrin, Sapfir, Roxar, Isoline и др., представляют собой интегрированные пакеты, включающие в себя трехмерную визуализацию объектов, структурное и геологическое моделирование, использование данных ГИС, полученных при исследовании скважин и пластов.

Все работы по построению геологических моделей целесообразно проводить поэтапно:

1.  этап: обоснование объемных сеток и параметров моделирования на основе изучения кернового материала и данных ГИС на месторождениях в центральной части Сургутского свода (Быстринское, Западно-Сургутское, Конитлорское месторождения);

2.  этап: построение структурных моделей залежей с учетом морфологического строения и фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, полученных при проведении геофизических (сейсморазведка, электрокаротаж, плотностной каротаж и др.) и лабораторных исследований;

3.  этап: построение математической модели залежей по результатам поисковых и разведочных работ, изменение модели с учетом использования комплекса геолого-промысловых, геофизических и лабораторных исследований, дополнение и формирование модели с учетом изменения фильтрационных свойств коллектора за определенный период эксплуатации объекта разработки (нефтенасыщенного пласта);

4.  этап: оценка достоверности полученной 3D модели.

На первом этапе, в результате изучения кернового материала с использованием технологии исследования полноразмерных стандартных образцов, фотографирования в дневном и ультрафиолетовом свете, измерения профильной проницаемости и скорости прохождения продольных и поперечных волн, для горизонта ЮС месторождений центральной части Сургутского свода были получены геолого-промысловые данные. Установлено, что залежи горизонта ЮС литологически представлены комплексом континентальных и речных отложений, чередованием песчано-алевритовых и глинистых пород, выделены площади распространения двух литофациальных типов пород [5]. Первый литофациальный тип соответствует коллекторам русловых отложений, баров, кос, представленных песчаниками средне и мелкозернистыми, хорошо и средне — отсортированными. Для них характерно низкое содержание глинистого цемента, обычно не превышающее 5 %. Участки залежей сложенных преимущественно коллекторами первого литофациального типа, образуют вытянутые тела, сходные с руслами палеореки, и поддаются картированию. В среднем проницаемость этих коллекторов равна 16,9 мД., открытая пористость — 17,1 %, водоудерживающая способность 43,8 %, нефтенасыщенность достигает 60 % (рис. 1а).

Второй литофациальный тип пород связан с фациями временных потоков, и русловых отложений с пониженным гидродинамическим режимом седиментации. Породы этого типа представлены песчаниками мелкозернистыми алевритистыми и алевролитами. Они характеризуются большим содержанием глинистого цемента (10—15 %) с преобладанием в его составе хлорита и гидрослюды. Размер открытых пор меньше, и они чаще изолированы друг от друга. Среднее значение открытой пористости составляет 14,6 %, проницаемости 2,18 мД, водоудерживающей способности 62,8 %, нефтенасыщенности 30—40 % (рис. 1б).

Рисунок 1. Диаграммы распределения фильтрационно-емкостных свойств пород: а) I литофациального типа, б) II литофациального типа

За период проведения первого этапа в лаборатории Сургутского института нефти и газа с использованием установки «Поромер» были определены коэффициенты вытеснения нефти водой, химическими реагентами и газом. Коэффициенты проницаемости по жидкости и газу с учетом термобарических условий пластов, нефтенасыщенность, водоудерживающая способность и др. Карбонатность коллектора определялась на установке «Кадометр», описание шлифов проводилось с использованием микроскопа «POLAM-312».

При, моделирования сложнопостроенных коллекторов первый этап можно назвать «подготовительным», т. к. в дальнейшем от качества проведения работ будет зависеть  результативность и детальность построения модели.

На втором этапе в базу данных программы «Isoline» вносились геолого-промысловые параметры горизонта ЮС залегающего на глубине 2632 м. (Быстринское месторождение). Нефтенасыщенность пласта установлена в залежах, находящихся в восточной и западной частях месторождения, разделенных между собой полосой глинизации коллектора. Коэффициент песчанистости разреза пласта ЮС изменяется от 0,05 до 0,4. Площадь залежи достигает 100 км². Общая мощность пласта  изменяется от 10 м до 43 м., ее минимальные значения в основном, приурочены к крыльевым частям исследуемой структуры, а резкое увеличение наблюдается в восточном направлении. Эффективная мощность изменяется от 2 м до 10 м. В целом пласт ЮС Быстринского месторождения характеризуется небольшой нефтенасыщенной мощностью, его геолого-физические параметры, приведены в таблице 1 [4].

Таблица 1.

Геолого-физические характеристики пласта ЮС₂  Быстринского месторождения

По результатам проведения второго этапа и дальнейшего изучения параметров строились объемные трехмерные геологические модели, создавались самостоятельные сетки для каждого из пластов группы ЮС Конитлорского, Западно-Сургутского и Быстринского месторождений, при построении сеток учитывались стратиграфические границы, полученные по результатам сейсморазведки, данных электрокаротажа, после проведения корреляции выполнялось структурное моделирование в программе Isoline.

Моделирование сложнопостроенного геологического объекта, представляющего собой пласт из двух и более гидродинамически связанных залежей (пласт ЮС Конитлорского, Быстринского и Западно-Сургутского месторождений) создавался отдельный сеточный каркас для каждого из прослоев с самостоятельной «нарезкой» слоев, которые в дальнейшем объединялись в сложнопостроенный коллектор, состоящий из 2-х и более прослоев. Фрагмент сеточной области трехмерной геологической модели сложнопостроенного пласта ЮС представлен на рис. 2.

Рисунок 2. Фрагмент сеточной области геологической модели. Условные обозначения: 1 — траектория построения разреза, выбранная по результатам исследований; 2 — геологический разрез, построенный в программе Isoline, по заданной траектории; 3 — зоны распространения сложнопостроенного коллектора; 4 — фрагмент сеточной области (из трехмерной модели) гидродинамически связанных пропластков коллектора ЮС.

Учитывая рекомендации РД, горизонтальные размеры ячеек сеток принемались равными 50x50 метров для всех моделируемых объектов. Полученная объемная сетка позволила визуально увидеть распределение фильтрационно-емкостных свойств и нефтенасыщенности флюида, которая автоматически строилась в программе Isoline, с учетом данных ФЕС.

Для построения структурной модели пласта ЮС в западной и восточной частях Быстринского месторождения использовались стратиграфические отметки кровли и подошвы. Для конкретного проведения построений анализировался геофизический материал электрокаротажа по всем скважинам, где можно достаточно точно интерпретировать границы кровли и подошвы. В результате чего на площадях недостаточно охарактеризованных керном или разбуренных без отбора керна были построены структурные карты путем интерпретации закономерностей изменения косвенной поверхности кровли (подошвы) пласта в изученной части по данным ГИС.

При интерпретации ГИС  в пределах пласта можно выделить 3 литологических типа коллектора. В кровельной и основной частях пласта ЮС — выделяются песчаники средне и мелкозернистые, крупнозернистые алевролиты (1 тип), в центральной части пласта ЮС  выделяются песчаники и алевролиты с карбонатным цементом достигающем 5 %, (2 тип), так же здесь выделяются терригенные породы в которых содержание карбонатного цемента составляет 8—10 % (3 тип), кальцит заполняет поры, что значительно снижает фильтрационно-емкостные свойства пласта (рис. 3).

Рисунок 3. Сопоставление геолого-промыслового материала полученного при изучении керна с данными ГИС.

1 — песчаники средне и мелкозернистые (1 тип); 2 — песчаники и алевролиты с карбонатным цементом достигающем 5 % (2 тип); 3 — песчаники мелкозернистые и крупнозернистые алевролиты; 4 — терригенные породы, в которых содержание карбонатного цемента достигает 8—10 % (3 тип).

При интерпретации геофизических данных, (кривых КС и ПС) по методике Муромцева В.С. (1984 г.) [2], можно отметить, что в первом типе разреза песчаные прослои выделяются одинаково хорошо, при этом α_пс варьируется в пределах 0,7—0,9, что соответствует высокому энергетическому уровню. Для второго типа разреза характерно снижение значения α_пс до 0,4—0,7. Значительные сложности вызывает третий тип разрезов, характеризующийся низким энергетическим уровнем, α_пс здесь составил 0,1—0,4. В данном типе разреза высокие значения αпс = 0,3—0,4, возможно связанные с пиритизацией пород-коллекторов или сопровождением этого процесса  изменением состава поровых вод (табл. 2) [6, с. 7].

Таблица 2.

Геолого-промысловые параметры пласта ЮС₂ для энергетического уровня α_пс 0—0,5 Быстринского месторождения

КпАК — коэффициент пористости по данным акустического каротажа;

КпАГ — коэффициент пористости по данным гамма-каротажа;

Кгл — коэффициент глинистости (определяется по палетке).

Построение структурной поверхности кровли коллектора осуществлялось интерполяционным методом абсолютных отметок пласта в скважинах, при этом в качестве опорного горизонта принималась стратиграфическая кровля пласта. Корректность построения кровли коллектора оценивалась путем сравнения абсолютных отметок по скважинам со структурным каркасом полученной геологической модели и данными ГИС. Построение подошвы по коллектору пласта осуществлялось путем сложения общей мощности пласта со структурной поверхностью кровли коллектора (метод схождения). Общая мощность пласта строилась интерполяционным методом по данным скважин в пределах коллектора. Корректность выполненных построений оценивалась путем сравнения отдельных участков (по кустам скважин) построенной модели с данными электрокаротажа (БКЗ, ВИКИЗ и др.).

Построение литологических моделей залежей и распределения фильтрационно-емкостных свойств пластов осуществлялось в программах Isoline, Ecrin, Petrel с помощью построения трехмерных геологических моделей представляющих собой объемное поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется признаком породы (коллектор-неколлектор) и значениями фильтрационно-емкостных свойств пород (начальная нефтенасыщенность, пористость, проницаемость и т. п.).

В программе Isoline строилась геологическая модель, которая несет информацию о распространении коллектора в объеме, путем «наложения» структурных карт по кровле и подошве пластов, зональных карт. Учитывающих распространение зон повышенной глинизации коллектора, остаточных запасов и др. В качестве контроля распределения коллекторов в пределах моделируемых пластов использовались средние значения песчанистости по скважинам, карты эффективных мощностей, зональные карты и т. д (рис.4).

Рисунок 4. 3D геологическая модель сложнопостроенного коллектора. Условные обозначения: а — зоны остаточных запасов; б — коэффициент глинистости.

Для построения литологического куба коллектора в целом для залежи пласта ЮС применялся метод дискретного параметра литологии, т.е. каждой ячейке параметра присваивалось значение кода литологии, определяющего тип породы, находящегося в этой ячейке: песчаник — «1», глина — «0». Значения задавались на основании вероятности, рассчитанной по данным скважин. После интерполяции ячейки полученного куба представляются непрерывными значениями в интервале от 0 до 1. Далее куб разделялся на дискретные значения коллектор и неколлектор. Как правило, эта процедура выполняется при использовании некоторого граничного значения α_пс [2], обоснованием которого может служить сохранение литологических характеристик изучаемого пласта в модели [6, с. 7]. Однако, в большинстве случаев, при использовании одного граничного значения, искажается общая картина распределения коллектора, при этом искажения растут с увеличением литологической неоднородности пласта. Построение геологических моделей осуществляется с использованием ряда параметров изменение которых, как правило, «подчинено» некому математическому закону, следовательно, необходимо использовать фрагментарное построение моделей.

Второй этап можно считать выполненным, т. к. вследствие проведенной корреляции с учетом литолого-петрографических особенностей и установленных фильтрационно-емкостных свойств в разрезе горизонта ЮС выделены и закартированы два самостоятельных интервала — пласты ЮС₁ и ЮС₂, отмечены литолого-петрографические типы пород по данным ГИС с использованием параметра α_пс и построена 3D модель с выделенными зонами остаточных запасов нефти.

На третьем этапе, для максимального учета неоднородности моделируемого пласта и дальнейшего контроля изменения граничных значений фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора по отдельным его участкам. Что особенно важно для зон в которых сосредоточены остаточные запасы нефти и газа. Использовались граничные значения эффективных мощностей сложнопостроенных коллекторов, полученные при проведении ГИС с учетом их изменения за период разработки месторождения с 2009 по 2011 гг.

Построение кубов фильтрационно-емкостных параметров проводилось с использованием программного комплекса Ecrin, в базу данных которого вносились параметры пористости, проницаемости, водоудерживающей способности, нефтенасыщенности и др. Используя стандартный алгоритм прикладных задач, были построены гидродинамические модели, корректность построения которых прослеживается при сохранение среднего значения пористости по залежи, близкого к утвержденному в подсчете запасов. Для построения распределения параметра проницаемости дополнительно использовались предварительно составленные геологические разрезы в 2D. При построении модели насыщения пластов флюидами учитывалось пространственное распределение коллекторских свойств установленных в результате лабораторных исследований, на основе которых моделировались параметры насыщения. Для построения куба нефтенасыщенности геологической модели залежи пласта ЮС послужили результаты интерпретации геофизических исследований скважин, корректное восстановление поля нефтенасыщенности возможно при построении вспомогательного куба, учитывающего гравитационно-капиллярное равновесие флюидов в залежи. На рисунке 5 схематично представлена модель пласта ЮС, в пределах площади месторождения центральной части Сургутского свода с параметрами нефтенасыщенности. Максимальное значение коэффициента нефтенасыщенности (Кн) — 78,6 %, соответствует купольной части. Минимальное значение — 25,3 % (остаточная нефтенасыщенность), среднее значение близко к утвержденному в подсчете запасов и составляет 54,1 %.

Рисунок 5. Построение геологической модели пласта ЮС месторождения центральной части Сургутского свода. Условные обозначения: А — фрагмент 3D модели центрального участка месторождения; Б — 2D модель для параметра — нефтенасыщенность; В — изменение нефтенасыщенности в пределах сложнопостроенного коллектора (скв.8ХХ).

По результатам проведения третьего этапа и анализа материала для построения 3D геологических моделей можно отметить, что при моделировании необходимо использовать различные программные модули позволяющие:

·создавать и модифицировать данные по месторождению, производить архивацию данных, работать с внешними пакетами обработки геологической информации;

·использовать совместимые пакеты различных программ, в которых можно отображать обзорные карты изучаемых месторождений;

·создавать объемную модель геологического объекта, рассчитывать кубы параметров и производить операции над ними, строить разрезы по различным плоскостям;

·создавать файлы, в которых определяется количество и форма реперов, количество скважин и информация по ним, степень детализации модели;

·создавать базу данных по геологическим пластам месторождения, содержащую координаты скважин, границы пластов горизонта, результаты интерпретации ГИС и др.

На четвертом этапе по результатам лабораторных исследований, фильтрационно-емкостных свойств пластов, промыслово-геофизических данных, расчетных параметров предшествующих моделированию пласта ЮС был проведен подсчет запасов объемным методом, при анализе полученных данных за 7 лет можно построить прогнозирующие карты с выделением зон сложнопостроенных коллекторов, содержащих трудноизвлекаемые запасы (рис.6).

Рисунок 6. Прогноз изменения нефтенасыщенности в пределах месторождения центральной части Сургутского свода (пласт ЮС). Условные обозначения: А — 2D модель коллектора в 2009 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта; Б — 2D модель коллектора в 2012 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта; В — 2D модель коллектора в 2016 г., где а — количественное содержание запасов в пределах пласта;

В заключении можно отметить, что в процессе моделирования сложнопостроенных залежей для месторождений находящихся на поздней стадии разработки, имеющих большую площадь и огромный объем геологической, промысловой и технической информации возникает ряд существенных проблем:

1.  Построение постоянно-действующих геологических моделей в рамках одного проекта возможно только теоретически с использованием методик объединения отдельных сегментов выполненных для решения конкретных задач;

2.  Загрузка и обработка данных в рамках одного проекта по большому количеству скважин (10000-15000 и более) практически невозможна [1];

3.  Различные прикладные задачи (построение литологических, структурных, зональных карт, а так же карт изобар, изотерм, построение куба нефтенасыщенности, проведение подсчета запасов и др.), удобнее выполнять, используя пакет прикладных задач из различных программных комплексов, в результате чего возникает сложность (или невозможность) объединить полученную информацию в единый проект.

Выводы:

1.  Параметры модели должны учитывать основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, фильтрационно-емкостные характеристики, физико-химические свойства насыщающих и закачиваемых флюидов, геометрию размещения скважин, возможность изменения режимов их работы, что дает возможность использовать модель как постоянно-действующую.

2.  Проектирование систем разработки предполагает комплексное совместное использование детальной цифровой трехмерной адресной геолого-математической модели, учитывающей основные особенности геологического строения залежей, тип коллекторов, неоднородность, фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Физико-химические свойства насыщающих флюидов, механизм моделируемых процессов разработки, геометрию размещения скважин, возможность задавания и изменения режимов их работы;

3.  Существенно осложняет построение постоянно-действующей модели не возможность хранения большого объема геолого-промысловых и геофизических данных в рамках одного проекта любого программного комплекса;

4.  В результате проведенных исследований на основе анализа и графической обработки всей геолого-промысловой и геофизической информации с помощью специализированных программных комплексов, построена трехмерная геологическая модель горизонта ЮС, которая может быть изменена и дополнена в процессе доизучения.

5.  При сопоставлении геологической модели и промысловых данных по скважинам (ГИС, гидродинамические исследования и др.) отмечается сохранение всех глинистых и песчаных пропластков. В межскважинном пространстве четко прослеживается распространение пропластков коллекторов.

Список литературы:

1.Билибин С.И., Юканова Е.А., Перепечкин М.В. Построение трехмерной геологической модели Самотлорского месторождения // Сб. «Каротажник» Выпуск № 116—117. Тверь, 2004 г., 121—132 с.;

2.Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных теллитологических ловушек нефти и газа.//Л.: Изд-во Недра, 1984.— 260 с.;

3.Регламент по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-0-047-00, — М.,— 2000,— 129 с.;

4.Справочник мастера по добыче нефти, газа и конденсата, г. Сургут, ОАО «Сургутнефтегаз» РИИЦ «Нефть Приобъя», 2010. — 91 с.;

5.Тюкавкина О.В., Гниленко Н.В. Особенности литологического строения пород-коллекторов Западно-Сургутского месторождения //Сб. материалор региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства». Тюмень: изд-во «Вектор-Бук», 2006. — 336 с.;

6.Тюкавкина О.В., Стреляев В.И. Выделение зон коллектора с трудноизвлекаемыми запасами для месторождений Сургутского свода на основе геолого-геофизических данных //Науки о Земле на современном этапе: Материалы IV Международной научно-практической конференции (25.04.2012). М.: Издательство «Спутник+», 2012. 55—61 с.

7.Тюкавкина О.В. Выделение зон коллектора с трудноизвлекаемыми запасами для месторождений Сургутского свода на основе геолого-геофизических данных //Науки о Земле на современном этапе: Материалы IV Международной научно-практической конференции (25.04.2012). М.: Издательство «Спутник+», 2012. 55—61 с.