Российский Государственный Геологоразведочный Университет

имени Серго Орджоникидзе

На правах рукописи

ООбОи/э'**'

Левин Дмитрий Николаевич

ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКОЕ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ ИХ РАЗРАБОТКИ

Специальность: 25.00.10

«Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых»

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

2 6 ЯНВ 2012

МОС1СВА2012Г.

Работа выполнена на кафедре геофизики Российского Государственного Геологоразведочного Университета имени Серго Орджоникидзе.

Научный руководитель: доктор физико-математических наук, профессор Никитин Алексей Алексеевич

Официальные оппоненты: доктор технических наук Билибин Святослав Игоревич (ОАО ЦГЭ)

Ведущая организация:

кандидат технических наук Афанасьев Михаил Лукьянович (ВНИГНИ)

ЗАО «Пангея»

Защита состоится «16» февраля 2012 г. в 15:00 на заседании Диссертационного совета Д.212.121.07 в Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе по адресу: 117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, РГГРУ, ауд. 6-38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Геологоразведочного Университета им. С. Орджоникидзе.

Автореферат разослан «15» января 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.ф.-м.н., профессор Каринский А.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИ1СА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Для большинства месторождений Западно-Сибирской НГП,

характеризующихся высокой степенью изученности, актуальной задачей является всесторонний интегрированный анализ геолого-геофизнческой и промысловой информации с использованием современных технологий. Главным результатом такого анализа являются достоверные геолого-технологические модели, на основе которых можно принимать решения по дальнейшему изучению и оптимизации разработки залежей углеводородов. Следует отметить, что геологс-технологическая модель является центральным объектом, на основании которого ведется разработка месторождений. Эта модель должна быть основана на всем доступном объеме информации (сейсмические исследования, ГИС, промысловые исследования, история добычи), согласованной между собой и непротиворечивой.

В настоящее время основными задачами геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для большинства месторождений нефти Западно-Сибирской НГП являются:

1. прогнозирование зон остаточных извлекаемых запасов с целью повышения коэффициента извлечения нефти;

2. рекомендации на проведение геолого-технических мероприятий (МУН, ЗБС) на длительно разрабатываемых месторождениях;

3. определение перспектив промышленной эксплуатации новых залежей, приуроченных к небольшим структурам и расположенных вблизи крухшых месторождений с развитой инфраструктурой;

4. построение детальных цифровых геолого-технологических моделей залежей углеводородов для достоверного прогноза технологических показателей разработки.

Таким образом, актуальность проблемы диссертационной работы определяется производственной необходимостью в повышении достоверности геолого-технологических моделей залежей нефти и газа на основе комплекса методических приемов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования. В данной работе рассмотрен комплекс методов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для оптимизации разработки залежей УВ на примере Майского месторождения, расположенного в Среднем Приобье в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины.

Цель работы - разработка методических приемов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования с целью анализа и оптимизации разработки залежей углеводородов

Основные задачи исследований 1. Анализ геолого-геофизической и промысловой информации с целью

вьфаботки оптимальных методов построения геолого-гидродинамической модели Майского месторождения (Западно-Сибирская НГП).

2. Построение достоверной полномасштабной цифровой геолого-гидродинамической модели. Разработка методики построения секторной модели отдельной залежи Майского месторождения.

3. Анализ разработки пласта БСц на основе построенных геолого-гидродинамических моделей. Определение целесообразности разработки залежи в районе скважины 4047р. Проведение прогнозных расчетов и разработка рекомендаций по оптимизации разработки залежей (бурение горизонтальных скважин).

Объект исследований - геолого-гидродинамические модели залежей УВ, основанные на комплексе геолого-геофизической и промысловой информации и предназначенные для принятия решений по оптимизации разработки.

Методы и средства решения задач диссертационной работы Все построения и расчеты, приведенные в диссертационной работе,

выполнены согласно действующим отраслевым регламентным документам. Для решения задач диссертационной работы автором использовались программные пакеты геологического и гидродинамического моделирования Petrel 2009 и Eclipse 2009 компании Schlumberger, а также программный пакет «Геология и Добыча» (разработка ООО «РН-УфаНИПИнефть»).

Научная новизна 1. По результатам интерпретации данных ГИС и комплексных

исследований керна создана петрофизическая основа для построения геолого-гидродинамических моделей пласта БСц Майского месторождения.

2. Построена полномасштабная трехмерная геолого-гидродинамическая модель пластов ВС] 1-12 Майского месторождения.

3. Обоснована методика построения геолого-гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и петрофизических зависимостей от эффективной пористости (на примере секторной модели отдельной залежи)

4. Показана эффективность использования построенных моделей для анализа и оптимизации разработки залежей и проектирования горизонтальных скважин

Основные защищаемые положения В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. По результатам детального анализа геолого-геофизической и промысловой информации о целевых отложениях Майского месторождения (Западно-Сибирская НШ) создана информационная база, обеспечивающая разработку методики построения геолого-гидродинамических моделей.

2. Разработанная методика построения геолого-гидродинамических моделей, включающая детальное выделение литотипов и анализ петрофизических зависимостей от коэффициента эффективной пористости, позволяет уточнить геологическое строение месторождения и провести прогноз технологических показателей добычи.

3. Созданная методика расчета прогнозных показателей добыта, основанная на геолого-гидродинамических моделях и аналитических методах расчета продуктивности, позволяет сформулировать рекомендации по оптимизации разработки залежей углеводородов и проведению дальнейших исследований.

Практическая ценность. Созданные методики построения моделей обеспечили формулировку рекомендаций, которые были переданы в Департамент разработки месторождений ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» для дальнейшего планирования бурения эксплуатационных скважин. Результаты расчетов по секторной модели (район скважины 4047р) послужили основанием для бурения горизонтальных скважин, технологические показатели работы которых подтвердили корректность созданных геолого-гидродинамических моделей и рекомендаций автора.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на У-ой Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (23-25 марта 2010 г.), 4-ой Международной геолого-геофизической конференции и выставке «Санкт-Петербург - 2010. К новым открытиям через интеграцию геонаую> (5-8 апреля 2010 г.), Ш-й научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (г.Уфа, 13-15 апреля 2010 г.). Всего по теме работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе две в рецензируемых журналах из перечня ВАК.

Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором и при его непосредственном участии за период 2009 - 2012 гг. на кафедре геофизики РГГРУ им. С.Орджоникидзе.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 118 страницах, включая 42 рисунка, 12 таблиц и список литературы из 85 наименований.

Благодарности. Автор выражает благодарность научному руководителю д.ф.-м.н.

профессору Никитину A.A., начальнику Управления Геологического Моделирования Месторождений КНТЦ ОАО «НК «Роснефть» Бирун Е.М. и Д.Т.Н. Давыдовой Е.А. за помощь и поддержку при выполнении работы. Также автор выражает признательность к.т.н. Мамедову Т.М., к.г.-м.н. Гончарову A.B., Гавриловой Е.В., Ставинскому П.В., Федчуку В.В., Лисуновой О.В., Меркушкиной Ю.В., Савичеву КС., Сальниковой Н.В., Сидоркиной Е.А. за консультации и ценные советы при обсуждении результатов исследований и написании диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во Введении обоснована актуальность диссертационной работы,

определена цель и сформулированы основные задачи. В Главе 1 «Обзор современных методов и технологий построения

геолого-технологических моделей по геофизическим и промысловым данным» введены основные определения, используемые в диссертационной работе, и рассмотрены существующие различные подходы к изучению неоднородности продуктивных отложений и основные методы построения геолого-технологических моделей месторождений углеводородов по геологическим, геофизическим и промысловым данным. Кроме того, приводится краткая характеристика существующего прохраммного обеспечения геолого-геофизического и гидродинамического моделирования.

Под постоянно-действующей геолого-технологической моделью (ПДГТМ) понимается объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта (двух- и трехмерных сеток), позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения (Создание и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья. Методическое руководство, 2003).

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой технологии, представляют совокупность:

1. цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

2. цифровой трехмерной геологической модели месторождения (залежей);

3. двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных гидродинамических математических моделей процессов разработки;

4. баз знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.

Гидродинамическая модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация гидродинамической модели к данным разработки. Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой разбуривания объектов, добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовьк факторов.

Под технологией построения ПДГТМ понимается последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разработки месторождений.

В ряде современных работ (Ампилов Ю.П., Воскресенский Ю.Н., Глоговский В.Н., Давьвдова Е.А., Козлов Е.А., Левянт В.Б., Малярова Т.Н., Мушин И.А., Hyp А., Пейтон Ч., Приезжев И.И., Птецов С.Н., Урупов А.К., Хромова И.Ю. и др.) применяются сейсмические способы прогноза параметров геологического разреза карбонатных и терригенных отложений на основе использования амплитуд сейсмической записи; псевдоакустических скоростей, псевдоакустических жесткостей, эффективных коэффициентов отражения; ПРОНИ-фильтрации, эффектов поглощения отраженных волн и дисперсии скоростей, фокусирующих преобразований, амплитудно-энергетических и скоростных параметров, а также форму сейсмической записи в сочетании с геологической информацией. Использование перечисленных подходов позволяет прогнозировать емкостные свойства коллекторов на качественном (определение местоположения коллекторов в плане или на разрезе) или количественном (на основе регрессионных зависимостей между акустическими импедансами и пористостью) уровнях.

Одним из основных, на данный момент, инструментов интеграции разнородных геолого-геофизических данных при построении геологических моделей месторождений нефти и газа являются методы геостатистики. Значительное увеличение вычислительных мощностей за короткое время

сделало возможным создание и визуальное представление моделей в трехмерном пространстве, что оказалось важным конкурентным преимуществом (Дойч К., Дюбруль О., Матерон Ж., Халдорсен X.)

Приведем краткую характеристику основных современных систем геолого-геофизического и гидродинамического моделирования резервуаров углеводородов.

Reservoir Modelling System (Irap RMS) - это современный программный продукт для моделирования и управления разработкой месторождений, который позволяет пользователям создавать и использовать трехмерные геологические и гидродинамические модели. Также одним из основных программных комплексов, используемых в настоящее время для построения геологических моделей месторождений, является ПК Petrel компании Schlmnberger. Технология построения геологических моделей в ПК Irap RMS и Petrel идентична по своим возможностям.

Программный комплекс DV-Geo является отечественной разработкой (ЦГЭ) и позволяет реализовать технологию построения геологических моделей на основе интеграции базы геолого-геофизических данньк, базы знаний, реализованной в ПК в виде уникальных алгоритмов, и базы профессиональных знаний, имеющихся у непосредственного пользователя программного комплекса (Билибин С.И., Гогоненков Г.Н., Денисов С.Б., Кашик А.И.).

Программный комплекс «ТРАСТ» - это вычислительная среда, в которой выполняется полноценное интегрированное изучение месторождений углеводородов от момента получения начальных данных о месторождении до обоснования оптимальных схем его разработки и последующего мониторинга его эксплуатации, а также глобальная информатизация всего нефтегазового производства.

Стандартными пакетами для построения гидродинамических моделей месторождений являются программные комплексы Eclipse (Schlumberger) и Tempest More (Roxar). В этих пакетах наиболее полно реализованы функции моделирования сложных процессов разработки и создан функционал построения гидродинамической модели залежей УВ.

В Главе 2 «Геолого-физическая характеристика пласта БСп Майского месторождения» рассмотрены особенности геологического строения Майского месторождения, дана физико-гидродинамическая характеристика и методика интерпретации ГИС изучаемого объекта.

В региональном тектоническом плане Майское месторождение расположено в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины -крупных структур I порядка. Майское месторождение расположено в зоне сочленения Южно-Балыкского куполовидного поднятия, Пимского вала, Северо-Чупальской седловины Среднеюганского прогиба и Восточно-Мамонтовского носа (Шеин B.C., Шпильман В.И.). По результатам бурения

разведочных и эксплуатационных скважин промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пластах БСп, БС12, БСп, БС18-20, БС21-22 сортымской свиты и в пласте ЮСг тюменской свиты.

Данные о современном рельефе изучаемой площади позволяют предполагать о возможном движении подземных вод в северном и северо-восточном направлениях. Водонапорные системы продуктивных пластов не являются изолированными друг от друга и имеют огромный запас пластовой энергии (Сулин В.А.). Пласты группы ВС характеризуются эффективным водонапорным режимом.

На территории Широтного Приобья на протяжении всего мелового времени располагался некомпенсированный закрытый палеобассейн. Песчано-глинистый материал поступал через развитую палеодельту, которая располагалась намного восточнее Майского месторождения. Пласты БС 11.12 являются шельфовыми, осадконакопление происходило преимущественно в трансгрессивном режиме, с недолгими регрессивными периодами, которые возникали в момент уменьшения интенсивности работы источника сноса.

Для прослеживания динамики процессов осадконакопления пласта БСц проанализирован гранулометрический состав керна. Преобладание песчаной фракции (общее содержание 69,7 %), а также медианный размер зерен говорит о том, что на рассматриваемом участке осадконакопления преобладала высокая динамическая активность среды седиментации.

Пласт БСц представлен неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и карбонатных образований. Коллекторами нефти являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые и буровато-серые, как правило, массивные, реже с редкой микрослоистостью.

Рис.1. Схема строения пласта БСц месторождения

в пределах Майского

Основная залежь Скв.4099

Ухудшение свойств коллектора • кровельной части пласта в восточном направлении

Скв.4040р

По данным исследований коллекторских свойств пористость коллекторов меняется от 14 до 25,1 % при среднем значении 19,3 %, проницаемость -от 1,3"10'' до ЮЗО'Ю"' мкм^при среднем значении 122,7'10"^ мкм^.

Для проницаемой части пласта характерно двухчленное строение. В кровле пласта развит монолитный пласт мощностью 7 - 18 м, для нижней части характерно линзовидное строение. На рассматриваемой территории выделяется три нефтянные залежи: основная (ВНК - 2462 м), район скважины 4041р (ВНК - 2465 м), район скважины 4047р (ВНК - 2465 м). Общая толщина пласта меняется от 13,9 до 33,4 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 8,5 м, при изменении от 1,2 до 16,4. Песчанистость по пласту в среднем равна 0,66, расчлененность в среднем составляет 3,3.

Относительные фазовые проницаемости (ОФП) для нефти и воды получены в опытах на натурном керне в условиях стационарной фильтрации. Вид кривьк позволяет сделать вывод о гидрофильном характере поверхности горной породы для всех пластов. Избирательная смачиваемость горной породы водой определяет преимущественную форму остаточной нефти как капиллярно защемленную и близкий к поршневому характер вытеснения, при котором большая часть нефти добывается в безводный период.

Для тсрригенного разреза Западной Сибири, где пористость и проницаемость зависит от глинистости, для выделения коллекторов нашел широкое применение метод собственной поляризации (Дахнов В.Н.). Как правило терригенные породы с глинистым цементом являются коллекторами, если снимаемая против них величина отрицательной амплитуды ПС (при рф > р,), превышает некоторое критическое значение. Для этого принято сопоставление удельного коэффициента продуктивности и геофизического параметра а„с - относительной величины потенциала собственной поляризации. Связь этих параметров носит статистический характер и позволяет разделить породы на коллекторы и неколлекторы. За предел коллектора для пластов группы БС можно принять величину а„с = •

Основой определения К^ по диаграммам метода собственной поляризации является корреляционная связь относительной амплитуды и К^, определенного по керну (Золоева Г.М., Денисов С.Б.). Для пластов БСп и БС12 опорный пласт принимался в интервале пластов группы БС с наибольшей амплитудой аномалии ПС. По полученным выборкам проведено сопоставление

И К„. Для исключения влияния ограниченной мощности на характер зависимости K„=í(,a¡Jc) при расчете уравнения регрессии из массива были изъяты пластопересечения мощностью менее 2 м, не учитывались также пластопересечения, охарактеризованные единичным образцом керна. По

10

сформированному массиву данных получена зависимость K„=f(a¡,c),

описанная следующим уравнением регрессии:

а:.

Для определения коэффициента проницаемости использованы петрофизические зависимости между коэффициентами проницаемости К̂ ^ и открытой пористости Л"""*. Данные определения проницаемости по значениям дебитов скважин использовались для контроля проницаемости пропластков, определенных по ГИС. Принятые для моделирования значения проницаемости составляют 124'10'^ (пласт БСц) и 69'10'^ (пласт БС12) мкм^. Таким образом, при обосновании проницаемости использовался весь комплекс проведенных на месторождении исследований.

Коэффициент нефтенасыщенности определяется по эмпирическим зависимостям параметра насыщения от коэффициента водонасыщения К, и параметра пористости Р, от коэффициента пористости АГ,.

Алгоритмы определения подсчетных параметров для продуктивных пластов Майского месторождения приведены в таблице №1. Пористость, согласно данным ГИС, в среднем по пластам имеет следующие средние значения: БСц - 19 %, БС12 - 18 %. Проницаемость отдельных пропластков в среднем для всех залежей по нефтенасыщенной части имеет следующие значения: пласт БСц - 18410"' мкм^, БСц - 6510"' мкм^. Средние значения нефтенасыщенности по пласту БСц равны 55 %, по пласту БС12 - 48 %.

Таблица №1. Алгоритм количественной продуктивных пластов Майского месторождения

интерпретации

Параметр Б С ц и Б С п Критерий выделения

коллекторов а„с=0.4

Критерий определения

характера насыщения коллекторов

|0.12-«„с + 0.74,«л-с > 0.74 ® ~ [0.26 • а „с + 0.64, а „с ^0.74

Пористость К, =11.4-а„с+9.6

Проницаемость =4.42.«^,-1.76

Нефтенасыщенность а:. =0.005-0.578-18?,

18 Р. =3.69-1.845-18 К. р, =0.14 Ом м

11

Глава 3 «Методы построения геолого-гидродинамических моделей пласта БСц Майского месторождения для оптимизации разработки» посвящена методологии геолого-гидродинамического моделирования применительно к целевым отложениям Майского месторождения. Целью создания цифровой геологической модели является уточнение строения месторождения и повышения эффективности его разработки. Построение модели проводилось по основным объектам разработки Майского месторождения (пластам БСц, БС^) в программном пакете Petrel.

В рамках настоящей работы были приняты следующие этапы построения геологической модели (Создание и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья. Методическое руководство, 2003):

• Создание базы данных проекта (кривые ГИС и РИГИС, результаты корреляции разрезов скважин, интервалы перфорации, структурные карты по опорным отражающим горизонтам).

• Построение поверхностей межфлюидных контактов и структурного каркаса с учетом скважинных данных.

• Расчет куба дискретной литологии. • Расчет кубов коэффициента пористости и коэффициента

проницаемости. • Расчет куба коэффициента нефтенасыщенности. " Расчет карт из трехмерной модели (эффективных толщин,

эффективных нефтенасыщенных толщин, средневзвешенного коэффициента пористости, средневзвешенного коэффициента проницаемости, средневзвешенного коэффициента нефтенасьпценности).

• Расчет объемов, запасов и средних подсчетных параметров из модели. Построение модели залежей пластов БСц и БС12 проводилось в едином

трехмерном пространстве, что связано с их геологической близостью и компактным расположением продуктивных отложений. Кроме того, данные пласты разрабатываются совместными скважинами.

В структурном плане залежи продуктивных пластов относятся к пластово-сводовому типу. При построении структуры использовались данные 2D сейсморазведки, проведенных на восточной части месторождения и абсолютные отметки пластопересечений скважин. В результате были уточнены контуры малых залежей пласта БСц.

Куб литологии построен путем интерполяции дискретной кривой индекса литологии методом индикаторного кригинга. При этом учтены вариограмма, геолого-статистический разрез и карта-тренд коэффициента песчанистости.

Затем в полученном кубе дискретной литологии проводилось распределение коэффициента пористости. Для распределения куба пористости использовался метод Sequential Gaussian Simulation (SGS), в котором учитьшались скважинные данные, входные распределения, вариограммы и двумерный тренд среднего коэффициента пористости по данным обработки ГИС. Интерполяция коэффициента пористости проводилась только в

12

коллекторах с учетом кривой распределения пористости в коллекторе пласта, построенной по данным интерпретации ГИС в скважинах. На линии замещения коллектора значение пористости принималось равным граничному. Куб проницаемости бьш получен путем пересчета из куба коэффициента пористости по известным петрофизическим зависимостям.

Расчёт водонасьпценности произведён путём использования кривых функции Леверетга. 1-функция была рассчитана из кривых капиллярного давления, каждая из которых была нормирована на пористость и проницаемость соответствующего образца породы. Расчет производился по формуле, которая учитывает значение пористости, проницаемости в каждой ячейке трехмерной модели и высоту этой ячейки над уровнем зеркала чистой воды:

3.183 (^7,

усо^в 1 ф

где К - проницаемость (мД); Ф - пористость (доли ед.); у - поверхностное натяжение УВ/пластовая вода (дин/см); 0 - угол смачиваемости; h - высота ячейки над зеркалом свободной воды (м). Расчет уровня зеркала чистой воды проводился на основе зависимости

водонасыщенности от капиллярного давления для коллекторов с различной проницаемостью.

В детальных трехмерных моделях запасы рассчитываются для каждой ячейки. Для этого рассчитываются несколько кубов параметров: геометрического объема ячейки, эффективного объема ячейки, норового объема ячейки объема углеводородов в пластовых условиях. Кроме этого задаются поверхности контактов и границы, в которых проводится подсчет запасов. Суммированием указанных значений в ячейках модели получены объем нефтенасыщенного коллектора, объем норового пространства нефтепасыщенного коллектора, объем нефти в пластовых условиях.

В процессе ремасштабирования (upscaling) геологической модели в цифровую фильтрационную модель использовался геолого-статистический разрез (TCP) пласта, который отражает литологические и фильтрационно-емкостные характеристики пласта. Созданная на базе геологической модели гидродинамическая модель объекта разработки содержит 86x120 блоков по латерали и состоит из 63 фильтрационных слоев. Размер сетки 100x100 м по горизонтали. По вертикшш расчетная сетка гидродинамической модели криволинейная со средним размером 0,83 м.

В результате построения гидродинамической модели должна быть создана разностная сетка, учитывающая все крупномаспггабные детали строения пласта, зональную и слоистую неоднородность, систему размещения скважин. Высокая степень неопределенности исходной информации при построении модели пласта делает необходимым этапом моделирования

13

адаптацию модели по данным наблюдений. На этом этапе путем решения обратной задачи осуществляется идентификация основных фильтрационно-емкостных параметров пласта, заложенных в модель. Корректируются обычно те параметры, которые имеют наибольшую неопределенность и при этом сильнее влияют на решение; чаще всего это - абсолютные и фазовые проницаемости, объем законтурной области, коэффициент сжимаемости пор, коэффициенты продуктивности и приемистости скважин.

Как известно, обратная задача для системы нелинейных дифференциальных уравнений может иметь не единственное решение, поэтому нельзя принимать найденные в результате идентификации значения параметров пласта в качестве истинных. Особенности строения пласта, выявленные в ходе воспроизведения истории разработки, должны быть непосредственно подтверждены или опровергнуты исследованиями.

При адаптации истории разработки в качестве исходной информации по скважине помесячно задавались замеры дебита жидкости (вода + нефть). Адаптация гидродинамической модели потребовала многократных расчетов, анализа получаемых результатов и уточнения геолого-физических и фильтрационных параметров до достижения согласования расчетных характеристик с фактическими показателями разработки. Основным инструментом адаптации гидродинамической модели являлось уточнение проницаемости и толщины прослоев в межскважинных зонах, а также выявление непроницаемых барьеров на пути движения воды.

В результате адаптации гидродинамической модели получена хорошая сходимость фактических данных с расчетными данными. При поскважинной адаптации модели уточнены локальные изменения тренда проницаемости.

Методика построения секторной геолого-гидродинамической модели залежи в районе скважины 4047р основана на принципах концепции эффективного норового пространства, сформулированной Закировым С.Н., Закировым Э.С., Индрупским И.М. и др. Основной целью построения геолого-гидродинамической модели данного купола является уточнение перспектив его промышленной эксплуатации и рационального размещения скважин.

Современное геолого-гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа основано на подходе к фильтрационным процессам в пласте, базирующемся на параметре открытой пористости. Согласно этому подходу, интерпретация результатов геофизических исследований скважин, как правило, осуществляется на корреляционных петрофизических зависимостях от коэффициента открытой пористости. Основным недостатком использования петрофизических зависимостей от параметра открытой пористости является искажение реальных фильтрационных процессов в пласте, которые протекают в эффективном поровом пространстве или статически полезной емкости коллектора, характеризующей объем пор и пустот, занятых нефтью, газом или подвижной водой. Под коэффициентом эффективной пористости рассматривается пористость за вычетом остаточной водонасыщенности. Также при геолого-гидродинамическом моделировании вводятся, так называемые, неколлектора с нулевыми значениями пористости и проницаемости. Запасы

14

флюидов и процессы фильтрации в них отсутствуют, однако практически все области залежей нефти и газа являются гидродинамически связанными даже при наличии в них слабопроницаемых прослоев.

Для оптимального воспроизведения распределения литотипов (аргиллитов, песчаников и плотных разностей) в трехмерной секторной модели Майского месторождения использовался метод объектного моделирования. Объектные модели позволяют отображать фации, принадлежащие к неосложненным геологическим типам с реалистичной непрямолинейной выдержанностью, не поддаюпщеся пиксельному моделированию.

Рассмотрим методику построения секторной модели залежи пласта БСц Майского месторождения, основанную на принципах концепции эффективного порового пространства.

В первом варианте при литологическом расчленении разрезов скважин использовалась традиционная методика для терригенных отложений Западно-Сибирской НГП. Терригенные породы с глинистым цементом являются коллекторами, если определяемая против них величина отрицательной амплитуды ПС (при рф> р.) превышает некоторое критическое значение, определяющее границу «коллектор-неколлектор». К коллекторам в данном варианте относятся песчаники, к неколлекторам - аргиллиты и плотные песчаники.

Для реализации второго варианта дискретной литологии в разрезе скважин выделены три литотипа - песчаник, аргиллет и плотные песчаники. К коллекторам относятся песчаники и плотные песчаники, к неколлекторам -аргиллиты. Выделение плотных песчаных разностей проводилось по характерным признакам значений кривых ГИС. К этим признакам относятся повышенные значения интенсивности нейтронного гамма-излучения и повышение значений удельного электрического сопротивления породы, связанное с увеличением цементации. Сопоставление полученного варианта литологии с традиционным показало, что в традиционном варианте плотные песчаники относились к неколлекторам.

Алгоритм построения объектной модели литологии требует знания статистических распределений геометрических характеристик формы тел различного литологического состава (Дюбруль О., Каерс Д., Халдорсен X.) Для решения этой задачи выбран детально разбуренный разведочными и эксплуатационными скважинами участок Майской структуры, который предположительно имеет сходное строение с рассматриваемым куполом. После нахождения параметров статистических распределений по данным аналога становится возможным определить вид функции распределения для каждой пространственной характеристики формы тел. На рис.2а представлена объектная модель дискретной литологии для залежи в районе скважины 4047р с учетом выделения трех литотипов. Второй вариант куба дискретной литологии (рис.2б) с учетом традиционного разделения по принципу «коллектор-неколлектор» рассматривается при адаптации гидродинамической модели как модель с непроводящими плотными песчаниками.

15

Рис.2. Модели дискретной литологии (а - с разделением на три литотипа, б - с традиционным разделением)

4047р ^ - яргил.1нт (нека:1.гекгар) ] - пссчапнк (каглектор) -11.101 пий пссчаннк (т1.1гк'гор)

Построение петрофизических зависимостей для трехмерного геологического моделирования осуществлено на основе параметра эффективной пористости. Для установления уравнений связи использованы зависимости остаточной водонасыщенности и проницаемости по воздуху от общей и эффективной пористости.

Использование параметра эффективной пористости позволило установить более тесную корреляционную связь для расчета коэффициентов проницаемости и остаточной водонасыщенности. Значение коэффициента корреляции между остаточной водонасыщенностью и коэффициентом эффективной пористости равно 0.98. В то же время зависимость остаточной водонасыщенности от общей пористости характеризуется коэффициентом корреляции 0.7. Аналогичные результаты получены при установлении зависимостей для коэффициента проницаемости по воздуху, где использование параметра эффективной пористости позволило установить регрессионную связь с коэффициентом корреляции 0.89 и исключить большие разбросы от линии регрессии, наблюдавшиеся при установлении зависимости от общей пористости с коэффициентом корреляции 0.59. Это объясняется тем, что при использовании параметра эффективной пористости учитывается только та часть пустотного пространства пород, которая содержит подвижный флюид. Поры небольшого размера в эффективном поровом пространстве заполнены связанной водой.

16

Рис.3. Петрофизические зависимости остаточной водонасыщенности от общей (а) и эффективной (б) пористости

Зависимость Ков от Кп обш (по корну)

N. у » 45.5вЗ)(' • 21.49* • 3.1248 0.9 N. к « 0.70

М -

1 о.в •ЧйЙлГ'г*-—— 03

и 0.1в 0.1В 0.2 0.22 0 24 0.» Кл общ.д-вд.

а)

Полученные петрофизические зависимости остаточной водонасыщенности и коэффициента проницаемости от эффективной пористости были использованы для построения кубов остаточной водонасьпценности и коэффшщента проницаемости при трехмерном геологическом моделировании. Это позволило улучшить сходимость кубов петрофизических параметров для последующего гидродинамического моделирования.

При адаптации гидродинамической модели рассмотрены два варианта: 1. модель дискретной литологии с плотными песчаниками -

«неколлекторами» 2. модель дискретной литологии с плотными песчаниками -

«коллекторами» Значение проницаемости коллекторов по модели с плотными песчаниками

- «неколлекторами» достигает 500 мД. В модели 2 проницаемость песчаников изменяется в том же диапазоне, что и проницаемость коллекторов по модели №1.

17

в результате адаптации первой модели была получена слабая сходимость (рис.4а) по расчетным и фактическим дебитам нефти даже при корректировке ОФП по воде при остаточной нефтенасыщенности. Хорошая сходимость по расчетным и фактическим дебитам была достигнута при использовании модели с проводящими плотными песчаниками (рис.4б), что объясняется более детальным учетом фильтрационно-емкостных свойств плотных песчаных разностей. Следует отметить, что этот результат получился при физически обоснованных ОФП, т.е. без изменения значений краевых правой и левой точек функций ОФП, определенных по данным лабораторных исследований керна.

Рис.4. Результаты адаптации и функции относительных фазовых проницаемостей: а) по объектной модели с плотными песчаниками -неколлекторами, б) по объектной модели с проводящими плотными песчаниками

а) Фак1нчсск11с н »асчешмслубты нефш (мо.кмьс исировч̂ытими

»сотыми песчаниками)

.» 1-,

• Мл.«< •>•<••« !'•>•*

б) чкнс II пасчслшс

плотными песчаниками)

«о

1

1 1 ч N ¥ N

V г \

Щ.«' к-Лсвв! 1Мф«Н(ф|КС1. 1/<у1 -*-ЛгЛ«1 псфиирм"»!).)/!}!

1 1 ! 1

1

V 1 ч

18

в 4-ой Главе «Методика выбора вариантов разработки пласта БСц Майского месторояздения» рассмотрены анализ расчетных вариантов разработки пласта БСц Майского месторождения, методические подходы к анализу неопределенностей и аналитический способ расчета продуктивности горизонтальных скважин.

Основная залежь пласта БСц разбурена по состоянию на 62 %, пласт БСп полностью разбурен. Основные решения по выбору вариантов разработки месторождения связаны:

• с регулированием и интенсификацией существующей системы разработки пластов БСц и БС^ на основных залежах;

• с выбором оптимальной системы и технологии разработки пластов на не разбуренных залежах.

Как показал анализ, реализованная система разработки оказалась достаточно эффективной, но остались неохваченные выработкой участки залежи с достаточно большими нефтенасыщенными толщинами. В этих условиях необходимы мероприятия по регулированию системы разработки разбуренных залежей, которые заключаются:

• в восстановлении существующего на пластах фонда скважин, как за счет ввода из бездействия, так и из фонда выбывших из эксплуатационного фонда;

• в вовлечении в разработку слабо вырабатываемых зон за счет возвратных скважин, зарезки боковых горизонтальных стволов;

• в применении методов интенсифика1Ц1и добычи нефти гидроразрыва пласта (ГРП) и обработки призабойной зоны (ОПЗ);

• для вьфавнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и создания фильтрационных барьеров предлагаются к применению потокоотклоняющие технологии.

Выбор систем разработок и плотности сеток скважин на неразбуренных залежах осуществлен в зависимости от фильтрацинно-емкостных характеристик. Варианты разработки горизонтальными скважинами рассмотрены по малым залежам пласта БСц. исходя из фильтрационных свойств пластов и геологического строения отдельных залежей.

Разработка разбуренных участков предусматривает оптимизацию реализованных систем разработок с проведением комплекса ГТМ -интенсификация добычи нефти (проведение ГРП), зарезки боковых стволов с целью выработки слабодренируемых запасов, восстановление фонда скважин. Разработка неразбуренных залежей предлагается по выбранным оптимальным системам разработки бурением горизонтальных скважин на отдельных залежах пласта БСц- Возможно изменение направления горизонтального ствола по проектной скважине на востоке малой залежи пласта БСц (район скважины 4047р).

Для оценки эффективности разработки малой залежи в районе скважины 4047р проведено многовариантное геологическое моделирование, что позволило оценить потенциал и экономический эффект разработки данной залежи.

19

Для обоснования бурения горизонтальных скважин для разработки залежи в районе скважины 4047р пласта БСц использовался метод Джоши-Экономидеса. Предпосылки использования горизонтальных скважин для разработки данной залежи определяются двумя факторами: небольшая эффективная толщина коллектора при значительной однородности и хорошая вертикальная проницаемость.

Приведем основные допущения, используемые для расчета продуктивности по формуле Джоши-Экономидеса. Горизонтальная скважина пересекает пласт с определенной вертикальной и горизонтальной проницаемостью, образуя область дренирования в форме эллипсоида Параметры эллипсоида связаны с длиной ствола горизонтальной скважины. Важным параметром является анизотропия вертикальной и горизонтальной проницаемости. Чем больше вертикальная проницаемость коллектора, тем больше ожидаемая продуктивность горизонтальной скважины.

Формула Джоши-Экономидеса для расчета продуктивности горизонтальных скважин имеет вид:

^ ^

\4\.2В(1 иг • 1 п -'ат •

А

где - показатель анизотропии вертикальной ку и горизонтальной к^

проницаемости, определяемый по формуле

Расчеты для планируемых горизонтальных скважин проведены по показателям продуктивности (по формуле Джоши-Экономидеса) и динамики пластового давления. Как следует из расчетов по обоим показателям отмечается критическая неопределенность параметров, что определяет необходимость хфоведения дополнительных исследований распределения пластового давления и активности подстилающей воды.

Заключение

В заключении сформулированы основные результаты представленной работы:

1. Проведен анализ геологического строения целевого пласта Майского месторождения. Определены основные факторы тектонического строения и условий осадконакопления эксплуатационного объекта. Определены основные характеристики нефтеносности целевого пласта и дана их статистическая оценка.

20

2. По данным исследований керна построены основные физико-гидродинамические характеристики коллектора. Обоснована методика выделения коллекторов и интерпретации данных ГИС.

3. Создана цифровая геолого-гидродинамическая модель по пластам БСц.п Майского месторождения, которая учитывает основные геолого-физические и технологические факторы и с достаточной точностью описывает реальные гидродинамические процессы, происходящие в пласте.

4. Разработана и обоснована методика построения секторной геолого-гидродинамической модели пласта БСц на основе детального выделения литотипов и петрофизических зависимостей от коэффициента эффективной пористости. Результаты адаптации созданной модели показывают лучшую сходимость по расчетным и фактическим дебитам нефти и жидкости.

5. Обоснованы расчетные варианты разработки пласта БСц с определением эффективности в существующих геолого-физических условиях. Проведен анализ неопределенностей геологических параметров и оценки запасов для залежи в районе скважины №4047р. На основе методики Джоши-Экономидеса проведен расчет продуктивности горизонтальных скважин и выполнена оценка динамики пластового давления при различной активности аквифера.

6. Проведенные расчеты с использованием ЗД моделей и аналитических методов позволяют выработать оптимальный комплекс мероприятий по контролю и регулированию разработки Майского месторождения.

Список опубликованных работ по теме диссертации

Издания из перечня ВАК:

1. Мамедов Т.М., Левин Д.П., Савичев К.С. Построение геолого-фильтрационной модели пласта БСц Майского месторождения на основе детального выделения литотипов и петрофизических зависимостей от эффективной пористости. - Нефтяное хозяйство, №5,2011. - с. 12-16

2. Ставинский П.В., Левин Д.Н., Прудников A.A., Бирун Е.М. Анализ неопределенностей и рисков при оценке запасов и планировании бурения скважин (на примере месторождений Юганского региона). - Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», №2,2011. - с.6-10

21

Другие издания:

3. Мамедов Т.М., Левин Д.Н., Савичев К С . Метод построения геолого-гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и зависимостей петрофизических параметров от эффективной пористости. - Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть», №1, 2010.-С.15-19

4. Левин Д.Н. Метод оценки запасов и уточнения перспектив промышленной эксплуатации залежей нефти и газа. - V Межвузовская научная конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле», РГГРУ, Москва, 2010.

5. Меркушкина Ю.В., Савичев К.С., Левин Д.Н. Комплексный подход к геологическому моделированию карбонатных трепщноватых коллекторов на примере Хасырейского месторождения. - IV Международная конференция «Санкт-Петербург - 2010», 2010.

6. Савичев К.С., Мамедов Т.М., Левин Д.Н. Построение геолого-гидродинамической модели пласта БСц Майского месторождения на основе петрофизических зависимостей от эффективной пористости. - Ш научно-практическая конференция «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений», Уфа, 2010.

7. Левин Д.Н. Анализ характера насыщения и положения водонефтяного контакта пластов ЮСы и Ю С и Киняминского месторождения по геофизическим и промысловым данным. - X Международная конференция «Новые идеи в науках о Земле», РГГРУ, Москва, 2011.

8. Ставинский П.В., Левин Д.Н., Прудников A.A., Бирун Е.М. Методика и результаты анализа неопределенностей и рисков при оценке запасов и планировании бурения скважин. - Международная конференция Сочи-2011. Геология и геофизика нефтегазовых бассейнов и резервуаров. Сочи, 2011.

Методические пособия:

9. Е.М.Бирун, Е.В.Гаврилова, П.В.Ставинский, Д.Н. Левин, О.В. Лисунова, К.С. Савичев, Ю.В.Меркушкина, Н.В.Сальникова, Е.А.Сидоркина, В.В.Федчук, С.В.Охотина. Типичные ошибки геологического моделирования. Методическое пособие. - М.: ОАО «НК «Роснефть», 2009. - 84 с.

Подпись автора J X S i A J S ^ /Левин Д.Н./

22

Отпечатано в типографии МГУ 119991, ГСП-1, г. Москва,

Ленинские Горы, дЛ, стр.15. Заказ № 1829. Тираж 100 экз.