Освоение месторождений углеводородов со сложным геологическим строением обусловливает необходимость создания достоверной геологической модели. В статье представлена методика вариативного построения геологической модели, позволяющая спрогнозировать распространение продуктивных песчаных тел. Учет вероятностей позволит повысить эффективность бурения и эксплуатации скважин, и обеспечить экономическую и технологическую рентабельность разработки месторождений.
Ключевые слова: трехмерное моделирование, многовариантное моделирование, геологические риски, вероятностная оценка.
The development of hydrocarbon fields with a complex geological structure leads to create а reliable geological model. The article presents the technique of variable construction of the geological model, which allows to predict the distribution of productive sand bodies. This is an opportunity to increase the chances of successful well drilling and to ensure the economic profitability of field development.
Keywords: three-dimensional (3D) modeling, multi-variant modeling, geological risks, probabilistic assessment.
Горизонт Ю во Фроловской мегавпадине стратиграфически приурочен к верхней части тюменской свиты, отложениям средней юры. Запасы нефти горизонта Ю значительны и могут служить базой стабилизации добычи нефти, но необходимы поиск и обоснование более эффективных технологий извлечения нефти из горизонта, что невозможно без создания его детальных геолого-гидродинамических моделей.
В свою очередь геологическое моделирование горизонта Ю осложнено фациальной неоднородностью коллекторов, обусловленной сложным невыдержанным по площади и мощности строением речных, пойменно-болотных и прибрежно-морских отложений, а также многократными размывами и переотложениями материала в периоды морской трансгрессии и сезонных колебаний уровней пресных водоемов. Сложение горизонта мелкими аккумулятивными формами накопления терригенных осадков значительно затрудняет прогноз его строения в межскважинном пространстве. В этом заключается одна из главных причин недостаточной изученности данного объекта для прогноза характера изменения его коллекторских свойств в межскважинном пространстве [2]. В данной работе предлагается решение данной проблемы путем построения фациальной модели на основе концептуального и дальнейшего многовариантного моделирования.
Литолого-фациальное моделирование пласта Юместорождения N*[1]
Трехмерное геологическое моделирование с учетом фациальных условий осадконакопления осуществляет переход от качественного уровня знания о месторождении, условиях образования отложений к количественной оценке параметров месторождения. Данная технология геологического моделирования позволяет учесть в полной мере всю исходную информацию: условия образования отложений, данные исследования керна, сейсморазведку 3D, обработку геофизических исследований скважин (далее в статье — ГИС), данные испытаний и гидродинамических исследований скважин, геологическую и статистическую информацию по конкретным фациальным условиям осадконакопления.
Только комплексный подход, при котором все имеющиеся данные увязываются в непротиворечивую схему, позволит корректно выполнить фациальный анализ. Геологическое моделирование начинается с создания концептуальной геологической модели, которая служит основой модели фаций, исходя из знания региональных палеоусловий осадконакопления [3].
Для создания геологической модели были использованы данные 32 поисково-разведочных, 11 эксплуатационных (в том числе 2 горизонтальных) скважин, расположенных на четырех участках недр.
Корреляция разреза
В процессе построения модели была проведена корреляция пласта Ю по всем скважинам в пределах границы структурных построений, охватывающих четыре участка недр.
Покрышкой для пласта Ю служат глубоководно-морские глинистые отложения абалакской свиты. Верхней границей моделирования принята кровля Ю, которая отбивается характерной низкоомной пачкой, характеризующейся повышенными показаниями гамма-каротажа и пониженными значениям нейтронного каротажа. Нижней границей моделирования принята подошва Ю, где выделяется прослой угля, фиксируемый по стандартному и радиоактивному каротажу, отвечающий одному стратиграфическому уровню. Этот прослой угля рассматривается нами как одновозрастной и реперный.
Далее пласт был прокоррелирован более детально, где выделяются 3 пачки (рис. 1).
Рис. 1. Пример детальной корреляции
Внутренние границы пласта Ю, в частности кровля Ю и подошва Ю, выделяются с учетом сохранения мощностей (учитывая различную сжимаемость отличных пород) и маркируются углистыми прослоями, которые на ограниченных участках могут быть достаточно выдержанными, за исключением единичных случаев размыва. Следует отметить, что деление на пачки, в целом, обусловлено сменой обстановок осадконакопления. Формирование пород пласта Ю происходило на фоне общей трансгрессии, начавшейся не позднее конца среднего — начала позднего бата. Трансгрессия осложнялась дифференцированностью палеорельефа и влиянием местных источников сноса.
Нижняя часть пласта (зона 3) представлена дельтовыми отложениями. По мере трансгрессии морского бассейна отложения дельтовой равнины сменялись прибрежно-континентальными (переходными) (зона 2) и далее вверх по разрезу прибрежно-морскими осадками (зона 1). Таким образом, отложения пласта Ю представляет собой переход от континентальных к морским условиям (рис. 2).
Рис. 2. Модель осадконакопления пласта Ю
Концептуальная модель осадконакопления
Для пласта Ю определяются разнообразные переходные фации, которые указывают на развитие региональной трансгрессии. Затопление территории происходило через образование разнообразных лагун, барьерных островов при активном влиянии приливной и волновой деятельности. Песчаный материал приносился реками (о чем свидетельствует присутствие флювиальных русел) и значительно перерабатывался вышеперечисленными процессами.
Таким образом, для нижней (дельтовой) части пласта Ю характерны фации флювиальных русел, мелких каналов и промоин, внутридельтовых заливов и озер, а также маршей.
Переходная зона (зона 2) включает в себя отложения флювиальных и приливных русел, а также приливно-отливных отмелей и приморских болот.
В верхней зоне пласта наиболее заметна роль морских процессов, под влиянием которых образовывались фации баров, нижней части предфронтальной зоны пляжа и мелководно-морского шельфа (рис. 3) [6].
Рис. 3. Концептуальная модель осадконакопления пласта Ю с разбиением на пачки
Данная концептуальная модель осадконакопления была положена в основу фациального моделирования.
Построение куба фаций
На основе результатов интерпретации данных керна и ГИС был создан лог фаций (рис. 4). Для удобства моделирования фации, выделенные во второй и третьей зонах, были объединены в 2 группы, отражающие вероятность наличия коллектора:
AK — ассоциация фаций, включающая все песчаные отложения, характерные для дельтовых и переходных обстановок
Other’s — комплекс вмещающих пород.
Рис. 4. Кривая фаций, полученная в результате комплексирования данных керна и РИГИС
Выделенные группы фаций отличаются как по эффективной толщине и проницаемости, так и по характеру разработки: преимущественным направлениям фильтрации и локальным гидродинамическим границам. Добычной потенциал пластов по различным фациальным группам исторически имеет разные значения, что обусловлено особенностями геологического строения определенной зоны. Зависимость добычи нефти от фациальной принадлежности представлена на рисунке 5 [4].
Рис. 5. Динамика накопленной добычи нефти по фациям
Для прогноза распространения коллектора по площади, учитывая низкую плотность разбуренности, были использованы результаты интерпретации сейсмических данных. Построена карта толщин между отражающими горизонтами А и Т, по которой выделена зона наибольших толщин, соответствующая наиболее вероятной зоне накопления отложений и уточнены контуры русловых тел.
В результате комплексирования скважинных данных, кернового материала и результатов интерпретации сейсмических данных были построены фациальные схемы, которые легли в основу трендовых карт, используемых в дальнейшем моделировании второй и третьей зон пласта Ю (рис. 6).
Рис. 6. Трендовые карты для 2 и 3 пачек пласта Ю
Для первой зоны было определено направление распространения песчаных тел, которое было использовано в вариограммном анализе для построения куба литологии.
Построение куба литологии
На этапе литологического моделирования использовалась трехмерная модель вариограммы, которая определяет непрерывность моделируемого параметра. Для этого задаются отдельные радиусы корреляции по трем направлениям — главному, перпендикулярному и вертикальному. Эти радиусы и задают вариограммный эллипсоид, вне которого данные не коррелируются с рассчитываемой ячейкой. Значения этой ячейки рассчитываются исходя из тех ячеек, которые находятся внутри эллипсоида. Модель вариограммы определяет непрерывность моделируемого параметра и показывает, в какой степени остаточное значение соотносится с остаточным значением поблизости, в виде функции расстояния между ними. В данной работе вариограммный анализ проведен по скважинным данным месторождения отдельно по каждой зоне.
Куб литологии строился в два этапа. На первом этапе было построение куба «палеолитологии» (0 — неколлектор, 3 — алевролит, 4 — уголь, 5 — «палеопесчаник») на основе куба фаций, в котором коду 5 соответствует литотип «палеопесчаник» (коллектор + плотный). На втором этапе — построение куба литологии, где распространяли коллектор и плотный внутри кода 5 куба «палеолитологии».
При моделировании куба «палеолитологии» принято распределение по результатам интерпретации данных ГИС. Данный дискретный параметр построен с использованием алгоритма индикаторного моделирования, который на основании ограниченного числа ячеек с определенными значениями параметра позволяет получить его значения для всех остальных ячеек трехмерной сетки. Затем была выполнена генерация множества кубов литологии. В качестве переменных параметров задавались ранги вариограмм, ввиду неопределенности геометрии песчаных тел. В результате было получено 30 реализаций куба литологии для каждой зоны.
Для оценки полученных результатов строились карты эффективных толщин и геолого-статистические разрезы (далее в статье — ГСР) по трехмерному кубу. Проверялась степень сохранения по ГСР закономерностей цикличности, наличия перемычек, изменения песчанистости по слоям, присущие ГСР по перемасштабированным данным РИГИС. Дополнительно проводилась визуальная проверка и сопоставление гистограмм.
По рассчитанным при многовариантном моделировании параметрам проведена оценка достоверности полученных результатов. Данный этап работы проводился с целью повышения качества геологических моделей, а также с целью оценки рисков бурения эксплуатационных скважин. Итак, по 30 реализациям расчета параметров литологии смоделированы пессимистичные, ожидаемые и оптимистичные варианты (рис. 7), по которым отстраивались карты эффективных нефтенасыщенных толщин.
Геологические запасы, относящиеся к вероятности Р-10 составили — 42 % от запасов базового варианта, к вероятности Р-50–159 %, к вероятности Р-90–200 %, геологические запасы актуализированной модели (базовый вариант) соответствуют вероятности Р-30. Карта базового варианта эффективных нефтенасыщенных толщин представлена на рисунке 8.
Рис. 7. Гистограмма распределения запасов при многовариантном моделировании
Многовариантное моделирование показало низкую относительную ошибку базового варианта оценки геологических запасов нефти. Это означает, что с точки зрения достоверности запасов геологическая модель подготовлена к проектированию разработки и обоснованию более эффективных технологий добычи нефти [1].
Рис. 8. Карта эффективных нефтенасыщенных толщин пласта Ю (базовый вариант)
Выводы
Реализована технология геологического моделирования, которая позволяет учесть в полной мере всю исходную информацию: условия образования отложений, данные исследования керна, сейсморазведку 3D, обработку ГИС, данные испытаний и гидродинамических исследований скважин, геологическую и статистическую информацию по конкретным фациальным условиям осадконакопления. Построенная модель, а именно — кубы и карты эффективных толщин, пористости, проницаемости и нефтегазонасыщенности — полностью согласуются с картами фаций изучаемых объектов.
В данной технологии моделирования осуществлен переход от качественного уровня знания о месторождении и условиях образования отложений к количественной оценке параметров моделирования. Такой способ моделирования позволяет создать трехмерную геологическую модель, в которой объем коллектора принципиально не отличается от модели построенной стандартным путем. Однако коллектор распределен в трехмерном объеме пласта в соответствии с условиями осадконакопления и увязан с геологическими законами, а не с выбранным методом интерполяции [3].
Полученные результаты и разработанные приемы могут использоваться не только для дальнейшего исследования описанного объекта, но и при проектировании разработки и обосновании более эффективных технологий добычи нефти [4].
Литература:
- Алымова М. В. Трехмерное многовариантное моделирование строения месторождений нефти и газа с целью снижения геологических рисков / М. В. Алымова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2014. — № 05. — С.14–20.
- Батурин А. Ю. Геологическое моделирование фациально-изменчивых пластов на примере горизонта ЮC2 Сургутского свода / А. Ю. Батурин, А. К. Култышев, Д. А. Попов // Нефтяное хозяйство. — 2007 — № 08. С.105–109.
- Билибин С. И. Трехмерное геологическое моделирование с учетом фациальных условий осадконакопления / С. И. Билибин, Н. Ф. Величкина, А. В. Вовк // Недропользование XXI. — 2014. — № 4. — С.40–45.
- Билинчук А. В. Комплексное управление разработкой на основе концептуального геологического моделирования / А. В. Билинчук, А. Н. Ситников, А. С. Бочков, Д. В. Александров, Д. А. Борисов, С. В. Климов // Нефтяное хозяйство. — 2012. — № 12. — С.32–35.
- Боженюк Н. Н. Создание геологической модели викуловских отложений с учетом анализа неопределенности данных / Н. Н. Боженюк, М. Д. Коробков // Нефтяное хозяйство. — 2016. — № 08. — С.89–93.
- Конторович А. Э. Палеогеография центральных и южных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна в батское время / А. Э. Конторович, В. А. Казаненков, Л. Г. Вакуленко, В. А. Топешко, Л. С. Саенко, О. Д. Николенко, В. А. Миткарев. Палеогеография центральных и южных районов Западно-Сибирского осадочного бассейна в батское время // Юрская система России: проблемы стратиграфии и палеогеографии. Материалы первого Всероссийского совещания. Москва, 21–22 ноября 2005 г., — 2005. — С. 141–143.
[1]В целях конфиденциальности данных название месторождения изменено.
