1. На прогнозных участках, покрытых сетью профилей детализационной сейсморазведки или исследованных 3d-сейсморазведкой и разведочными скважинами, средством проверки модели является бурение скважин.

2. На участках эксплуатационного бурения, находящихся в разработке, возможна проверка достоверности модели методами анализа разработки или гидродинамического моделирования.

В 1997 году на одном из участков Самотлорского месторождения был опробован третий способ проверки достоверности модели. Суть метода заключается в следующем. На участке, включающем около 200 скважин, был проведен полный комплекс работ по геологическому моделированию. Модель в виде положения стратиграфических границ элементарных седиментационных циклов, данных инклинометрии, координат слоепересечений и кривых альфа ПС была введена в систему расчета трехмерной сеточной модели "Нечеткая модель" (Е. А. Ковалевский и др.). Размер ячеек сетки - 50500,4 м. В расчет трехмерного поля ПС не были включены около 10 скважин. По данным рассчитанного куба поля ПС по вертикальным линиям расположения исключенных из расчета скважин были построены кривые ПС и сопоставлены с фактическими кривыми ПС. Качественная степень сходства расчетных и фактических кривых ПС являлась критерием достоверности построения модели. Данный способ оценки достоверности модели можно применять в итерационном режиме - перебирая удаляемые и включаемые в расчет скважины и уточняя расчетную модель:

На рисунке 15 приведены профили сечения куба расчетного поля альфа ПС и куба "литологии", построенного из куба поля ПС по критическому значению "песчаник - глина". На рисунке видно, что полученная трехмерная модель четко отражает пространственное распределение песчаных тел элементарных седиментационных циклов и глинистых экранов. В свою очередь сечение куба поля альфа ПС информативно в смысле отражения деталей строения геологической среды.

На рисунке 15 приведены результаты сопоставления расчетных и фактических кривых альфа ПС. Скв. 14158 была включена в массив скважин при расчете поля альфа ПС и, соответственно, расчетная и фактическая кривые альфа ПС полностью совпадают. Кроме изложенного в пакете "Нечеткая модель" имеется возможность оценить достоверность прогноза модели статистическими методами.

Примеры построения моделей Самотлорское месторождение

Ко времени формирования пласта АВ2-3 на данном участке месторождения началась перестройка тектонического плана. В результате на севере участка сформировалось поднятие, на юго-западе существовала погруженная зона. Вышележащие отложения пласта АВ1-1-2, имеющие явно морскую природу, по толщине разращиваются с северо-востока на юго-запад, отражая направление наклона дна осадочного бассейна в период формирования данного пласта. Пласт АВ2-3 формировался в более сложной тектонической обстановке, нежели АВ1-1-2, которая определяла седиментационную обстановку осадконакопления и отразилась в особенностях строения песчаных тел.

а)

б)

Рисунок 15 – Вертикальный срез куба поля альфа ПС (а) и куба литологии (б), Самотлорское месторождение: программа «Нечеткая модель» (по Е.А. Ковалевскому)

В целом песчаные тела пласта АВ2-3 формировались отступающей дельтой. На рисунке представлена ее принципиальная схема. Особенность данной дельты заключается в том, что дельтовые каналы завершаются вдольбереговыми песчаными барами. В итоге шнурковые песчаные тела простирания с севера и северо-востока переходят по площади в шнурковые тела, имеющие простирание с северо-запада на юго-восток.

В пачке АВ2-3 выделено пять элементарных седиментационных циклов, анализ строения которых позволил детально восстановить картину осадконакопления.

Добавление к принципиальной модели 30% новых скважин (из общего количества около 250) позволило всего лишь уточнить мелкие детали в строении шнурковых песчаных тел дельтовых каналов и баров.

На рисунке, приведены карты эффективных толщин седиментационных циклов пласта АВ2-3 (принципиальная модель). Песчаные тела сформированы русловыми каналами. Цикл 3 представлен аквальным дельтовым каналом, проходящим через весь участок с северо-северо-запада на юго-юго-восток. На карте видны боковые ответвления от основного канала и песчаные тела межканальных зон. Выше по разрезу дельтовый канал отступает на север. На рисунке видны две линии устьевых баров на юго-западе и в центральной части участка, простирающихся и имеющих продолжение с северо-запада на юго-восток. Окончание дельтового канала прослеживается на севере и имеет простирание с северо-северо-запада на юго-юго-восток. Цикл 1 представлен тремя линиями устьевых баров, разделенных межбаровыми глинизирующимися зонами. Окончание дельтового канала прослеживается только на самом севере участка.

Данная модель позволяет не только представить распределение шнурковых песчаных тел в пределах участка, но и надежно прогнозировать их продолжение за его пределы, опираясь на седиментологические закономерности формирования дельт установленного типа.

Детальная геологическая модель передана во ВНИИнефть для проведения гидродинамических расчетов.

Следует отметить, что согласно модели с точки зрения технологии разработки запасы в разрезе пласта АВ2-3 распределены в двух типах геологических тел:

1. Шнурковые массивные песчаные тела дельтовых каналов и баров, ориентированные перпендикулярно друг к другу.

2. Тонкое переслаивание песчаников и аргиллитов в межбаровых зонах и межканальных областях. Эти песчаники имеют тенденцию к ухудшению фильтрационно-емкостных свойств и уменьшению эффективных толщин вплоть до полного замещения на аргиллиты в направлении к средним частям межбаровых зон и межканальных областей.

Нефтегазовое месторождение Западной Сибири. Пласт БП6

В пласте БП6 выделено четыре седиментационных цикла. Нижний формировался в условиях озерно-болотной равнины. Песчаные тела здесь связаны с многочисленными озерами. В соответствии с генетической природой данный цикл следует считать завершающим при формировании пласта БП7.

Вышележащие циклы сформированы наступающей дельтой. Схематическая модель дельты представлена на рисунке 16 а.

Геологические модели седиментационных циклов, построенные по результатам геологической интерпретации данных ГИС, даны на рисунке 16 б, где видно, что отложения шельфа представлены массивными песчаниками в северо-восточной части участка. В центральной части находится песчаный бар, простирающийся с северо-запада на юго-восток параллельно палеосклону морского дна. Далее на юго-запад толщины песчаников уменьшаются и разрез глинизируется.

Рисунок 16 а – Схематическая модель дельты пласта БП6

Рисунок 16 б – Принципиальные геологические модели седиментационных циклов 1-3 пласта БП6, построенные по данным геологической интерпретации ГИС

Песчаники авандельты (цикл 2) массивные, толщины около 20 м, и они покрывают весь участок. В соответствии с законами формирования авандельт в песчаных телах цикла 2 следует ожидать наличие тонких слабопроницаемых и непроницаемых карбонатных и глинистых прослоев, ухудшающих вертикальную проницаемость разреза и имеющих падение в направлении от суши к морю. Достоверная корреляция этих прослоев по данным стандартного комплекса ГИС практически невозможна. Для этого требуются данные пластового наклономера.

Отложения цикла 1 имеют наиболее сложное строение. Здесь представлены фации речного русла (на северо-востоке), дельты (в центральной части площади), прибрежной зоны, переходящей в авандельту (на юго-западе). На данном участке четко прослеживаются дельтовые каналы в виде шнурковых песчаных тел, имеющих простирание с северо-востока на юго-запад.

При интерпретации данных ЗD-сейсморазведки для рассматриваемого интервала разреза не удалось получить достаточно надежных связей между сейсмическими и геологическими параметрами пласта. Тем не менее, опираясь на результаты геологической интерпретации ГИС, удалось установить, что карты сейсмических параметров достаточно надежно отражают качественную картину седиментационной обстановки. Данное обстоятельство позволило построить прогнозные карты, которые по точности достаточны для проведения на их основе гидродинамических расчетов. Это связано с тем, что настройка на историю разработки может быть выполнена только на разбуренном эксплуатационной сеткой участке, для которого модель построена с высокой точностью по данным ГИС. В области прогноза приемлема качественная модель, которая будет уточняться в процессе мониторинга. С другой стороны, качественная классификация в прогнозной области по зонам с разными фациальными обстановками осадконакопления позволяет прогнозировать свойства пород по аналогии с разбуренным участком, опираясь на закономерности строения седиментационных обстановок, установленные по данным ГИС.

Геологическая модель цикла 2 приведена на рисунке 16. Модель построена по данным ГИС и 3D-сейсморазведки. В целом песчаные тела авандельты могут быть отнесены к пластовым, эффективные толщины составляют 12 - 30 м. На данной модели видно, что авандельта наступала с северо-востока на юго-запад. На северо-западе прослеживаются элементы, по-видимому, аналогичной авандельтовой системы.

Прогнозная модель наиболее сложно построенного цикла 1 приведена на рис. Русловые (дельтовые) каналы развиты в центральной части месторождения. Песчаные тела каналов - шнуркового типа и разделены глинистыми перемычками. Речная долина своими истоками уходит на северо-восток за пределы площади. На юго-западе русловые каналы впадают в водный бассейн (большое озеро или море), формируя массивное геологическое тело с толщинами прослоев песчаников 4 - 5 м. В восточном направлении прослеживается ответвление русловой системы, которая должна иметь шнурковые песчаные тела. На карте уверенно оконтуриваются зоны глинизации, ограничивающие русловую систему примерно с востока и запада.

Дополнительным фактором, контролирующим области с различными фациальными обстановками, являются динамически напряженные зоны, выделенные при дешифрировании данных дистанционных методов. В частности, положение речной долины на северо-востоке и русловых каналов в центральной части участка контролируется динамически напряженной зоной третьего порядка. Положение береговой линии водного бассейна контролируется положением напряженных зон четвертого порядка. Возможно, что резкая петля руслового канала на разбуренном участке связана с постседиментационным смещением по динамически напряженной зоне второго порядка, проходящей с северо-запада на юго-восток. Для подтверждения высказанного предположения с учетом данного фактора должно быть изменено очертание каналов в прогнозной области, непосредственно прилегающей к разбуренному участку в районе динамически напряженной зоны.

На рисунке приведена структурная карта по кровле пласта БП6, построенная по данным 3D-сейсморазведки и ГИС. На карту вынесены результаты дешефрирования данных дистанционных методов. Ряд особенностей строения структурного плана контролируется положением динамически напряженных зон. Выделенное ранее по отложениям цикла 1 возможное горизонтальное постседиментационное смещение проявляется по той же динамически напряженной зоне второго порядка и в структурном плане с аналогичным направлением и амплитудой смещения. Данный фактор необходимо учитывать при геологических построениях и при гидродинамическом моделировании.