Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Курс лекций

Тема 9. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ПРОЕКТНОТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ

Лекция – 3 часа

Выполнение технологического документа начинается с изучения географического и административного местоположения месторождения, климатических условий. Выясняется наличие рек, озер, болот и т.д. Определяется наличие и удаленность автомобильных дорог и железнодорожных станций, линий электропередач, разрабатываемых месторождений, нефтепроводов, подъездных путей и т.д. Все эти сведения оказывают решающее влияние на принятие проектных решений.

Геологическая часть ПТД

На начальном этапе анализируется состояние геолого-геофи- зической изученности месторождения. Кратко излагается история изучения района и открытия месторождения. Приводятся основные результаты геолого-разведочных работ, разведочного и эксплуатационного бурения.

Анализируется охват исследованиями фонда скважин: объем отбора и лабораторных исследований керна, комплекс геофизических исследований скважин (ГИС) по типам скважин и его выполнение, охват фонда периодическими промыслово-геофизическими исследованиями, сведения о техническом состоянии скважин, изученность месторождения гидродинамическими методами, изученность по поверхностным и глубинным пробам пластовых флюидов (пластовой и дегазированной нефти, конденсата, растворенного и свободного газа, пластовой воды).

По каждой залежи анализируется полнота и достоверность имеющейся информации по видам и объемам исследований в срав-

51

нении с требованиями по оптимальной изученности. Составляются программы исследований.

Проводится анализ изученности месторождения гидродинамическими, геофизическими, термометрическими исследованиями скважин и пластов. По результатам исследований обосновываются:

–начальное пластовое давление, приведенное к уровню водонефтянных (ВНК) и газонефтяных (ГНК) контактов;

–температура, пьезопроводность, гидропроводность пластов;

–продуктивность, приемистость; дебиты скважин.

При описании результатов гидродинамических исследований данные, полученные на основе методов установившихся и неустановившихся режимов, приводятся отдельно.

По результатам комплексной интерпретации данных сейсморазведки, геофизических исследований скважин ГИС, бурения скважин и изучения керна обосновываются:

–типы и размеры залежей;

–фазовое состояние углеводородов;

–структурные поверхности;

–зоны замещения и выклинивания коллекторов;

–тектонические нарушения;

–положение ВНК, ГНК, ГВК;

–распределение общих, эффективных, эффективных газоили нефтенасыщенных толщин.

Например, изучение структурных поверхностей проводится по данным сейсморазведки и бурения, флюидные контакты определяются по ГИС и результатам испытания скважин, фазовое состояние – по результатам испытаний и лабораторных исследований флюидов и т.д.

Представление этих характеристик в отчете выполняется в виде текстовой и графической (разрезы, карты, профили, схемы) частей. Например, карты толщин, показателей неоднородности (песчанистости, расчлененности) и т.д. Также геологический разрез изучается с целью определения как источника водоснабжения, так

ипоглощения (захоронения) промысловых вод.

52

По данным лабораторных исследований керна определяются:

–литологический состав пород;

–пористость, проницаемость, насыщенность флюидами;

–вещественный и гранулометрический состав пород, их глинистость;

–коэффициент сжимаемости;

–смачиваемость;

–зависимости фазовых проницаемостей и капиллярных давлений от насыщенности флюидами;

–предельные значения коллекторских свойств (пористости, проницаемости);

–зависимости коэффициентов вытеснения от проницаемости;

–характеристика коллекторских свойств покрышек.

По данным лабораторных исследований флюидов определяются:

–вязкость и плотность нефти, газа и воды;

–газонасыщенность и объемный коэффициент нефти и воды;

–химический состав нефти, газа и воды;

–минерализация и ионный состав воды;

–зависимость вязкости, газонасыщенности, плотности, объемного коэффициента нефти от давления;

–содержание попутных компонентов йода, бора, брома и т.д.;

–возможность выпадения парафина из нефти;

–возможность выпадения солей из воды при изменении пластовых условий;

–совместимость пластовых и планируемых к закачке вод.

Геологические модели залежей углеводородов

Для анализа и проектирования разработки создаются 2 вида моделей залежей: статические и динамические.

Статическая (геологическая) модель отражает все геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки:

– геометрию начальных внешних границ залежи;

53

–условия залегания пород коллекторов в пределах залежи;

–границы залежи с разным характером насыщения коллекторов (нефть, газ, вода);

–геометризацию частей залежи с разными фильтрационноемкостными свойствами (ФЭС) коллекторов.

Геометрия залежи отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, положение литологических и дизъюнктивных границ залежи. Внутреннее строение залежи отражают путем составления детальных корреляционных схем, геологических разрезов (профилей), различных карт в изолиниях или условных обозначениях. На основе статической модели объемным методом производят подсчет запасов нефти и газа.

Для трещиноватых пластов может использоваться модель пласта с двойной пористостью, которая представляет собой пласт, сложенный породами с первичной (гранулярной) и вторичной (трещиноватой) пористостью.

Параметры, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными свойств в пластовых условиях нефти, газа, воды, термобарическими условиями залежи и др. Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.

Динамическая (гидродинамическая) модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов. В динамической модели должны быть отражены:

–текущие внешние границы залежи;

–зоны «промытого» водой или другими агентами объема за-

лежи;

–границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования;

–фактическая динамика годовых показателей разработки;

54

–состояние фонда скважин;

–текущие термобарические условия во всех частях залежи. При динамическом моделировании используют построение

карт поверхностей нефти и внедрившейся в залежь воды, графиков и карт разработки, карт изобар и др.

Цифровая трехмерная геологическая модель

В настоящее время для решения задач геометризации залежи широко используются трехмерные цифровые геологические модели. Под цифровой трехмерной геологической моделью (ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора трехмерных цифровых кубов.

Геологическая модель должна отражать:

–пространственное положение в объеме горных пород коллекторов и разделяющих их непроницаемых прослоев;

–пространственное положение стратиграфических границ, литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений;

–идентификаторы циклов, объектов, границ пластов;

–средние значения в ячейках сетки геологических параметров, позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

–пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

–пространственные координаты устья, забоя и пластопересечений скважин.

Программный комплекс при геологическом моделировании должен обеспечивать:

–вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий;

–формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

–формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных литологических карт;

55

–построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС;

–просмотр результатов интерпретации 2D- и 3D-сейсмораз-

ведки;

–дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс при геологическом моделировании должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений по вновь разбуренным скважинам.

Истинные географические координаты месторождений секретны, поэтому все построения осуществляются в условных координатах, связанных с истинными определенным образом. Перевод условных координат в истинные, и наоборот, должен осуществляться в специальных подразделениях организаций, имеющих право на работу с секретной документацией.

В настоящее время в России для создания и сопровождения цифровых геологических моделей наиболее широко используются следующие программные комплексы:

–IRAP RMS (производитель ROXAR, Норвегия);

–PETREL (производитель Schlumberger, Франция);

–DV SeisGeo (производитель ЦГЭ, Москва).

Процесс построения геологической модели принято разбивать на ряд последовательных этапов.

Обоснование объемных сеток моделей

Целью этапа является создание основы построения модели в виде объемной сетки. Результатом является куб, состоящий из координатно привязанных в пространстве системы ячеек. Общее количество ячеек в модели может изменяться от сотен тысяч до десятков миллионов. Каждой ячейке соответствуют индивидуальные значения геологических параметров (пористости, нефтенасыщенности, проницаемости и т.д.), что позволяет получить модельное представление о распределении в пределах залежи свойств горных пород.

56

Размеры геологической сетки по осям X, Y и Z определяются степенью изменчивости структурного плана залежи, плотностью сетки пробуренных скважин, характером внутренней неоднородности залежи. Для залежей с более редкой сеткой скважин размеры ячеек по латерали (X, Y) должны быть крупнее, при плотной сетке – мельче. Рекомендуется, чтобы между забоями скважин было не менее 10 ячеек по латерали. При разбуренности эксплуатационной сеткой размер ячеек по площадиобычно принимаетсяравным50×50 м.

Вертикальные размеры ячеек (Z) выбираются с целью максимальной детализации особенностей залежи, размеры обычно составляют от 0,2 до 1,0 м. Минимально допустимый размер ячейки Z = 0,2 м обусловлен разрешающей способностью детальных исследований методами ГИС, которые являются основой для построения геологической модели.

Ориентация сетки относительно месторождения выбирается

сучетом 2 критериев:

1)направление сетки согласуется с направлением распространения особенностей геологического строения месторождения, например тектонических нарушений;

2)минимизация количества ячеек в модели, например за счет оптимального поворота сетки, при котором количество ячеек за контуром нефтеносности будет минимально.

Создание структурной модели

При геологическом моделировании созданию структурной модели продуктивных пластов предшествует этап построения поверхностей по отражающим целевым сейсмическим горизонтам (интерпретация данных 2D- и 3D-сейсморазведки). Построение этих поверхностей выполняет своеобразный «каркас» модели, на основе которого осуществляются последующие построения. Например, для территории Пермского края к таким сейсмическим поверхностям относятся:

– горизонт Iк (кровля карбонатных отложений башкирского яруса);

57

–горизонты ΙΙк и ΙΙп (кровля и подошва терригенных отложений визейского яруса);

–горизонт ΙΙΙ (кровля терригенных отложений тиманского возраста).

Моделирование структурных поверхностей осуществляется методом стратиграфического моделирования (Stratigraphic modeling). Его суть заключается в получении согласованных структурных поверхностей в рамках выбранных стратиграфических интервалов.

Впроцессе стратиграфического моделирования может выполняться моделирование разрывных нарушений (разломов). Стратиграфическое моделирование осуществляется с использованием специальных модулей, например IRAP RMSgeoform. На рис. 9.1 приведен пример структурной модели нефтяной залежи, построенной с помощью этого метода.

Результатом структурного моделирования является набор двухмерных послойных сеток структурных поверхностей и набор контрольных точек со значениями абсолютных отметок на этих поверхностях (точки пересечения траекторий скважин и поверхностей пластов). Построение структурного каркаса проводится в 2 этапа. На первом строится структурный каркас по стратиграфическим поверхностям, на втором – структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов.

На основной структурный каркас накладываются поверхности контактов флюидов (ГНК, ВНК, ГВК). Поверхности контактов могут задаваться как абсолютной отметкой контактов, так и в виде двухмерных сеток при негоризонтальных контактах (наклонных, неровных и т.д.). Результатом наложения поверхностей контактов является выделение общих газо-, нефте-, водонасыщенных толщин по каждому пласту.

Построение проводится по данным сейсморазведки и ГИС по скважинам, для которых установлены положения кровель и подошв коллекторов.

58

Построение литологической модели пластов

Целью этапа является разделение в объеме продуктивного пласта пород на коллекторы и плотные пропластки. При литологическом моделировании вводится понятие кондиционности коллекторских свойств пород. Кондиционными называют граничные значения свойств пород, разделяющие их на коллекторы и неколлекторы. Эти граничные значения пород по пористости, нефтенасыщенности, проницаемости называют нижними пределами значений продуктивных коллекторов.

Рис. 9.1. Построениеструктурноймоделиметодомцифровоготрехмерного моделирования. Русаковское месторождение (Пермский край)

В качестве основы при литологическом моделировании принимаются результаты интерпретации геофизических методов, так как именно комплекс ГИС детально характеризует продуктивную часть скважин. Для представления материалов в формате, удобном для геологического моделирования, могут использоваться программные отечественные комплексы Solver (г. Тверь), Prime (г. Уфа).

Вместе с тем проведение границ между коллекторами и неколлекторами по кондиционным значениям может давать неодно-

59