2.1. Построение цифровой трехмерной геологической модели месторождения

Объемные мультипараметровые компьютерные модели – это новый этап в моделировании и анализе природных объектов. Среди объектов это блоки недр с месторождениями углеводородов.

Нам поставлена задача построения цифровой трехмерной геологической моделиместорождения.

Определены структурные элементы, будущей трехмерной модели залежей наоснове ее понятийной модели. К ним относятся поверхности кровли и подошвы продуктивного пласта; поверхность раздела нефть-вода; поверхности разделов литологических (вещественных) неоднородностей внутри горизонта; поверхности нарушенийструктуры ловушки. Определены схема связи между названными элементами трехмерной модели. Положение каждого элемента определяется их пространственным положением, координатами их определяющих точек.

Расчет геологических поверхностей проводился с использованием следующегоснабора данных: группа скважин с данными инклинометрии, маркеры по кровлям и подошвам геологических объектов (в абсолютных отметках), трендовые горизонты, полученные в результате корреляции линий горизонтов вдоль 2D сейсмических профилей,разрывные нарушения полученные в результате 2D сейсмических профилей.

По нескольким подсчетным параметрам строились тренды, например по: пористости (изменения пористости с глубиной), газонасыщенности (изменения газонасыщенности (водонасыщенности) с глубиной (гипсометрией), изменения газонасыщенности относительно границ залежей – ГВК).

Основные этапы построения трехмерных геологических моделей:

• Построения структурного каркаса;

• Построение поверхностей флюидных контактов;

• Расчет кубов литологии;

• Вероятно-статистический анализ для прогнозирования подсчетных параметров;

• Расчет трендовых кубов;

• Расчет параметрических кубов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности;

• Построение структурных карт;

• Подсчет запасов;

• Построение карт плотности запасов (подробнее, куб плотности запасов разрез,слайс).

Построение структурного каркаса для последующего трехмерного моделированиявключает в себя определение шагов ячеек сетки по вертикали (определяются с однойстороны шагом квантования кривых ГИС, а с другой стороны вертикальной неоднородностью моделируемого горизонта) и в плоскости (следует обратить внимание нашаг по осям X и Y он должен быть не меньше половины расстояния между самымиблизкими скважинами, иначе в одну ячейку сетки создаваемой поверхности может попасть не одна скважина, а больше, в результате чего рассчитываемая поверхность небудет точно проходить по скважинным маркерам), а также построение самих геологических поверхностей, определяющих геометрию модели с учетом разрывных нарушений.

По верхнему структурно-формационному комплексу отложений наше месторождение в северной своей части представлено антиклинальными складками размерами 3,0 х 6 км ~ 3,0 х 9 км и амплитудами 40-90 м. С севера и северо-востока антиклинальные складки ограничиваются сбросом, имеющим амплитуду 50-100 м. при падении плоскости сместителя на юг и юго-запад.

Модель построена по XX черемшанскому пласту среднекаменноугольного возрастаМарковского месторождения. План участка (Рис. 1).

Рис. 1 Область построения трехмерной геологической модели

Построение структурного каркаса для последующего трехмерного моделирования ХХ пласта черемшанского горизонта включало в себя определение требуемых размеров сетки, определение шагов ячеек сетки по вертикали и в плоскости, а также построение самих геологических поверхностей, определяющих геометрию модели.

Размер ячейки в плоскости XY при моделировании месторождения составил109х109 метров. Количество ячеек в вертикальной плоскости составлял 0,1 метра.

Для расчета геологических поверхностей по скважинным данным использовались трендовые горизонты, полученные в результате корреляции линий горизонтоввдоль 2D сейсмических профилей (рис. 2).

Поверхностей флюидных контактов строились как горизонтальные поверхности.

Рис. 2 Визуализация сейсмических профилей и линий кореляции в трехмерном пространстве

При интерпретации нарушений средствами DV - SeisGeo использовался объектLineSets. Основной целью является создание любого количества линий нарушений(одно нарушение состоит из нескольких линий нарушений) на каждом сечении, а затемих объединение в поверхности, используя объект именуемый SurfaceSets .

Эти объекты независимы друг от друга Главным преимуществом объекта LineSets является упрощение интерпретации, благодаря использованию лишь одного объекта для всех нарушений (ранее для каждого нарушения приходилось создавать новыйобъект, а в сложных проектах их количество может достигать огромного числа, что существенно усложняет интерпретацию), имея возможность при этом разделять разныенарушения.

Результат интерпретации сейсмических профилейместорожденияприведены ниже (рис. 3).

Рис. 3 Фрагмент глубинного разреза с линией нарушения

Непосредственно сама задача моделирования включала в себя построения кубовлитологии, описывающих распространения коллектора в трехмерном пространстве, кубов пористости и газонасыщенности, созданных на базе предварительно рассчитаннойтрехмерной геологической сетки (рис. 4).

Рис. 4 Трехмерная геологическая сетка

Куб непрерывной литологии был построен по результатам интерпретации ГИС ирезультатам анализа керна (использовался параметр кода литологии, определяющий наличие (отсутствие) коллектора, а так же тип коллектора). Для кубов пористости и газонасыщенности были использованы данные полученные по результатам лабораторногоизучении керна, вскрывших горизонт и результаты интерпретации ГИС.

Построению кубов пористости (рис. 5) и газонасыщенности (рис. 6) предшествовал вероятностно-статистический анализ исходных данных, целью которого являетсяустановление связей и закономерностей размещения параметра в залежах и формирование содержательной модели, значительно уточняющей алгоритмические расчеты.

Рис. 5 Пример вертикального разреза по кубу пористости

Рис. 6 Пример вертикального разреза по кубу газонасыщенности

На этом этапе построения геологической модели при интерполяции скважинныхданных в межскважинном пространстве используется детерминистский метод геологического моделирования, а именно кригинг.

Кригинг - это метод интерполяции, использующий статистические параметрыдля более точного построения поверхностей, кубов и карт. Количественное представление пространственной структуры данных, известное как построение вариограмм, дает возможность пользователям подобрать к данным модель пространственной зависимости. Для расчета (прогноза) неизвестного значения переменной в заданном местекригинг будет использовать подходящую (подобранную) модель вариограммы.

Для реальных геологических объектов используется экспоненциальная модель,так как она более точно описывает природные процессы.

Интерполяция методом кригинг производится следующим образом: каждое значение рассчитываемой функции вычисляется как линейная комбинация от известных(исходных) точек (значений). При этом весовые коэффициенты вычисляются с помощью системы линейных уравнений кригинга.

Построение геологического куба пористости производится с помощью диалога –кригинг по кривой.

Результат, создание трендового куба пористости (использована зависимость изменения пористости с глубиной (гипсометрией) пласта XX черемшанского горизонта,по всем его пропласткам, вместившим залежи XX-A (рис. 7), XX-B, XX-С) используемого при расчете куба пористости. По двум другим залежам горизонта отмечалась аналогичная зависимость.

Рис. 7 Зависимость изменения пористости от глубины для ХХ-А залежи

Построение геологического куба газонасыщенности производится с помощьюдиалога – кригинг по кривой.

Изменение газонасыщенности прослежено относительно границ залежей – ГВК(рис. 8). Отчетливо выделяется зональность распределения газонасыщенности в самихзалежах. В залежи XX-A – три зоны: нижняя приконтактная (примерно десятая часть повысоте залежи), с уменьшением показателя с глубиной; средняя, основная по размерам,где параметр практически стабилизируется со значениями 0,65-0,75; верхняя, гипсометрически самая высокая, у границы коллектора с флюидоупором, 10-15 % высоты, ссамыми высокими значениями, до 0,85. На графике видны основания для отбивки границы залежи на уровне 50 % газонасыщенности – по смене наклона линии; при переходе в водоносную зону.

В залежи XX-B зональность газонасыщенности проявляется менее наглядно, ноона существует. Нижняя зона и граница залежи выделяются по тем же признакам, что ив XX-A. Средняя основная зона – это также относительная стабилизация показателя втом же интервале. Нет заметного повышения показателя у границ с покрышкой; это,возможно, связано с относительно сниженными изолирующими свойствами разделамежду XX-A и XX-B пропластками из-за его небольшой толщины.

По всем трем залежам горизонта отмечается уменьшение газонасыщенности сглубиной.

Результат, создание трендового куба газонасыщенности (использована зависимость изменения газонасыщенности (водонасыщенности) с глубиной (гипсометрией)пласта XX черемшанского горизонта, по всем его пропласткам, вместившим залежиXX-A (рис. 9), XX-B, XX-С) используемого при расчете куба газонасыщенности.

Рис. 8 Зависимость изменения относительно границ залежей – ГВК скв. 23-С

Рис. 9 Зависимость изменения газонасыщенности от глубины для ХХ-А залежи

На последнем этапе проводилась оценка запасов свободного газа в залежах ХХпласта черемшанского горизонта. Расхождения в начальных геологических запасах,подсчитанных традиционным способом и средствами программного пакета DVSeisGeoсоставили ХХ-А залежь 5,9; ХХ-В залежь 6,9; ХХ-С залежь 3,2%; всего по газовым залежам ХХ пласта черемшанского горизонта 2,8%.

Вся сложность построения цифровой геологической модели заключалась в том,что скважинные данные имелись лишь по трем скважинам, но, несмотря на это результаты полученные входе моделирования и результаты, полученные традиционным способомотличались не превышали 10%.