Трехмерное геологическое моделирование при разработке нефтяных и газ

1.7. Трехмерное моделирование насыщения

Целью этого этапа является получение пространственного распределения насыщенности в пределах залежей в виде кубов нефтеили газонасыщения (рис. 1.25).

Рис. 1.25. Фрагмент куба нефтенасыщенности с переходной зоной

Для моделирования характера насыщения пластов флюидами используют результаты исследований керна и интерпретации ГИС. Существуют два основных подхода к моделированию насыщения. Первый подход – горизонтальный метод распределения нефти в залежи с учетом законов физики пласта и данных по скважинам. При этом часто возникают противоречия с исходными данными по результатам интерпретации ГИС. Рассмотрим пример такого часто встречаемого противоречия на практике. В нижней части пласта по скважине геофизики выделили пропласток толщиной 2 м с насыщением нефтью 0,8, а в верхней части пласта выделили пропласток толщиной 0,7 м с насыщением нефтью 0,65. Для учета подобных противоречий применяют второй подход.

31

При втором подходе распределения нефтенасыщенности используют стратиграфический метод интерполяции значений нефтеносыщенности из скважин вдоль слоев 3Д-сетки. Для создания переходной зоны в пределах залежи применяют тренд, учитывающий критическое значение нефтенасыщенности на ВНК, и отметку ВНК [7]. Возможность задавать вес тренда при интерполяции позволяет получить изменение нефтенасыщенности в продуктивном пласте, соответствующее представлениям о физике нефтяного пласта, при этом значения нефтенасыщенности, определенные в скважинах, являются ключевыми. Критическая нефтенасыщенность на контуре нефтеносности задается в соответствии со значениями, рекомендуемыми по лабораторным исследованиям керна.

1.8. Трехмерный подсчет запасов

Подсчёт запасов нефти на основе трёхмерной геологической модели выполняется объёмным методом по формуле

Объём нефтенасыщенных пород (V) рассчитывается суммированием значений объёмов ячеек 3Д-сетки, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта, по кубу литологии. Коэффициенты пористости (Kп) и нефтенасыщенности (Kн) рассчитываются также суммированием тех же ячеек, только по кубам пористости и нефтенасыщенности. Значения плотности нефти и пересчётного коэффициента принимаются константами по данным лабораторных исследований. Результатом является куб запасов

(рис. 1.26).

32

запасов. По времени процесс адаптации геологической модели к двумерному подсчету запасов может занимать на порядок больше времени, чем непосредственно сам процесс построения модели.

Проблема обострена повышающимися требованиями к геологическим моделям со стороны Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) Российской Федерации. Особенно актуален этот вопрос на больших месторождениях, которые давно разрабатываются и по которым накоплено много информации разного формата. Часть информации, необходимой для геологического моделирования, бывает потеряна, некоторые исследования в скважинах не проводились. Чем меньше информации, тем больше расхождения между подходами при построении карт и создании трехмерной модели. Несмотря на актуальность, вопрос о согласовании результатов не изучен подробно. Некоторые методические приемы описаны в руководствах и рекомендациях по созданию 3Д-моделей. Они позволяют скорректировать модель и содержат, как правило, наиболее общие и простые методические приемы. Сам вопрос носит прикладное значение, с чем связана его малая теоретическая освещённость.

При построении трехмерной геологической модели в рамках промышленного подсчета запасов основную роль играет этап адаптации кубов литологии к материалам подсчета запасов. Адаптация литологии сводится к построению кубов, из которых получают карты эффективных и нефтенасыщенных толщин коллекторов, максимально соответствующих инструкции ГКЗ. Моделирование куба литологии является одним из наиболее трудоёмких этапов моделирования.

Рассмотрим способ адаптации 3Д-модели Полазненского месторождения к подсчету запасов на основе карт. На месторождении пробурены 92 скважины, 50 % скважин либо вскрывали только кровлю продуктивного горизонта, либо в них не проведен комплекс ГИС. Для таких скважин эффективная толщина (Hэфф) бралась по методике, принятой в ГКЗ. По всем скважинам с определенной эффективной толщиной рассчитывается коэффициент песчанистости

34

(Кпесч) в процентах, а потом он умножается на общую толщину (Нобщ) в необходимой для расчета скважине.

где Кпесч – коэффициент песчанистости; Hобщ – общая толщина в скважине.

В результате эффективные толщины по кубу литологии отличаются от рассчитанных по принятой в ГКЗ методике. Различия обусловлены тем, что при построении куба литологии учитываются только скважины с выделенными пропластками.

Возникла задача адаптации куба литологии к картам эффективных (Нэфф) и эффективных нефтенасыщенных толщин (Нэф.н) так, чтобы минимизировать расхождение эффективных толщин в скважинах, где нет пропластков, и в межскважинном пространстве.

Возможно несколько вариантов решения данной задачи [11]: добавление искусственных скважин, использование программы, позволяющей изменять куб литологии согласно карте эффективных толщин, изменение доли песчанистости при дискретизации куба литологии. Перечисленные подходы не решают задачу адаптации куба литологии одновременно к двум картам Нэфф и Нэф.н. В действующих методических руководствах решения таких двойных задач не рассматривают. Создание куба литологии с учетом карт эффективных толщин, построенных заранее, во многих случаях не обеспечивает согласованности с картами нефтенасыщенных толщин, особенно в районе внутреннего контура нефтеносности. Это частично происходит потому, что двумерные построения карт нефтенасыщенных толщин при подсчете запасов часто выполняются по скважинам без учета структурного плана и карт эффективных толщин, как это рекомендуется делать в [12].

В результате подойдет методика, решающая задачу согласования результатов различных расчетов.

Решение поставленной задачи разбивается условно на три этапа:

35

1-й этап. Сортировка скважин. На этом этапе происходит отделение скважин, полностью вскрывших пласт (с выделенными пропласками), от скважин с недостающей информацией (с невыделенными пропластками).

2-й этап. Расчет расхождений между Нэфф или Нэф.н, рассчитанными по методике, принятой в ГКЗ, и кубу литологии, полученному в результате трехмерной интерполяции непрерывной кривой литологии. Процент расхождения (∆ϕ) определяется для скважин

с недостающей информацией.

3-й этап. Минимизация расхождения.

В результате применения предлагаемой методики разница в значениях эффективной толщины в скважинах составила 20– 30 см, а расхождение запасов – в пределах 5 %. Данная методика позволяет в короткое время скорректировать результаты литологического моделирования.

2.УЧЕТ ФАЦИАЛЬНОЙ ЗОНАЛЬНОСТИ

СЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ МОДЕЛИ

Уже на этапе структурного моделирования можно оценить связи общих толщин пластов и фациальных обстановок, в условиях которых они формировались. Необходимо изучить, как общие толщины могут меняться в той или иной фациальной зоне, определить зависимости толщин от характера условий седиментации.

Для некоторых отложений скорость накопления и толщин весьма непостоянна, это необходимо учитывать. Нередко на расстоянии нескольких десятков километров толща одной и той же песчано-глинистой свиты может измениться в несколько раз. Подобные же быстрые изменения в толщинах наблюдаются в известняках [4].

Весьма резкие изменения в толщинах приходится нередко наблюдать при переходе от известняков к песчано-глинистым фациям,

36

причем иногда бывают более мощные известняки, а иногда – песчаники и сланцы.

На относительно небольшой площади общие толщины пород

впределах пласта могут отличаться лишь незначительно, и поэтому на основании одних лишь карт общих толщин очень сложно провести границы фациальных зон, можно допустить грубые ошибки, так как толщины накопившихся осадков в разных условиях могут быть примерно одинаковыми. Дебиты нефти, полученные из различных участков пласта, одинаковых по толщине, но отличающихся по условиям формирования и своему строению, могут колебаться

вдесятки раз.

Для реконструкции фациальных зон башкирского яруса и построения фациальных карт использовались как данные изучения керна, так и результаты интерпретации комплекса ГИС, полученные специалистами. Кроме того, анализ осуществлялся с учетом имеющегося представления о распределении фациальных зон на материалах работы о концептуальной модели строения Озерного месторождения на основе литобиофациального анализа и петрофизических исследований, выполненных в КамНИИКИГС [3].

Построение трёхмерной геологической модели Озерного месторождения осуществлено в интегрированном программном про-

дукте IRAP RMS.

Для построения структурных поверхностей продуктивных пластов были использованы поверхность отражающего горизонта, установленного по материалам сейсморазведки 3Д, а также результаты корреляции стратиграфических границ продуктивных пластов в скважинах (табл. 2.1).

Для геологического моделирования структурных поверхностей башкирских отложений была использована поверхность отражающего горизонта IП, отождествленного с кровлей башкирского яруса.

Моделирование структурных поверхностей башкирских отложений осуществлялось с использованием модуля IRAP RMSgeoform.

37

Таблица 2.1 Корреляция продуктивных пластов башкирского яруса

Учитывая размеры проекта и структурные особенности поднятий, для построения структурных поверхностей был выбран размер ячеек по горизонтали 50×50 м.

В связи с тем, что поднятие сохраняет форму и размеры по основным отражающим горизонтам и выполаживается от более древних отложений к молодым, построения велись методом схождения. В первую очередь была построена опорная поверхность (интерпретируемый горизонт, репер) по отражающему горизонту ΙП, а затем производились построение и наращивание толщин к соответствующей стратиграфической границе (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Сейсмический куб 3Д со структурными поверхностями кровли и подошвы башкирского яруса для расчета сейсмических атрибутов

в их пределах

38

Итогом моделирования явился набор структурных поверхностей геологических объектов в составе башкирских (Бш1, Бш2, Бш3) пластов.

Структурные карты по каждому пласту строились с использованием метода Global B-Spline interpolation. Для структурного моделирования был выбран размер сетки 50×50 м, так как он позволяет наиболее оптимально описать данную резкоамплитудную структуру.

На основании структурной модели были получены карты общих толщин пластов Бш1, Бш2, Бш3. Эти карты были исправлены и уточнены с учетом уже имеющихся представлений о региональном положении месторождения, о литологическом составе отложений и их связи с условиями осадкообразования, т.е. внесены изменения в направления изохор в межскважинном пространстве: где-то одноименные линии были разомкнуты, где-то соединены. На карты общих толщин наиболее продуктивных пластов Бш2 и Бш3 были нанесены фациальные зоны, выделенные на основе литобиофациального анализа и дополненные новыми результатами, полученными в ходе интерпретации предшествующей и вновь полученной информации [5]. Это фациальные зоны отмелей мелководного шельфа, приливно-отливных равнин, приливно-отливных каналов, отмельных каналов и зоны открытого мелководного шельфа.

На месторождениях Соликамской депрессии башкирские карбонатные отложения имеют отчетливо циклическое строение. Их формирование происходило преимущественно в условиях мелководного верхнего шельфа.

Анализ распределения фаций на площади позволяет выделить различные фациальные зоны, отличающиеся специфичными условиями седиментации. Для каждой фациальной зоны характерны свой набор литогенетических типов карбонатных пород и их устойчивые закономерные последовательности, образующие элементарные циклиты различных типов.

Наибольшую эффективную толщину имеют циклиты карбонатных песчаников. В контур залежи (пласты Бш2 и Бш3) входят

39

две фациальные зоны – зона приливно-отливных равнин и зона отмелей мелководного шельфа. Первая зона является низкопродуктивной, вторая – среднепродуктивной. Изучение секвенций продуктивных карбонатных отложений на месторождениях нефти является обязательным приемом фациального анализа и имеет важное прикладное значение.

Результаты структурного 3Д-моделирования фациальных зон и комплексного сейсмофациального анализа в дальнейшем были учтены при моделировании кубов литологии и пористости.

Учет фациальной зональности на этапе литологического и петрофизического моделирования осуществлялся путем задания для каждой фациальной зоны своих настроек интерполяции. Таким образом достигалось независимое распределение параметров в пределах каждой фациальной зоны (рис. 2.2). В результате получена

Рис. 2.2. Продольные и поперечные разрезы по трехмерному кубу пористости (Бш1,Бш2,Бш3), отфильтрованному в пределах эффективных толщин: 1 – контур водонефтяного контакта; 2 – границы зон, проведённые по сейсмофациальной схеме; ОМШ – отмели мелководного шельфа; ПОР – приливно-отливные равнины

40