На современном этапе освоения нефтегазоносных площадей, актуальным является детальное доизучение геологического строения и потенциала нефтегазоностности, решением этой задачи может быть создание постоянно-действующие геологические модели, которая позволяет выбрать методику технологических процессов разработки месторождения.
На примере приведенного месторождения продемонстрирована технология геологического моделирования терригенных отложений нижнего карбона, осложненных тектонической дислоцированностью и пространственной неоднородностью коллекторских свойств.
Создание достоверной геологической модели с учетом структурных и литологических особенностей позволяет получить комплексное представление о геологическом строении этажа нефтеносности изучаемого участка.
Поэтому разработка методических и технологических решений для моделирования с учетом всей совокупности неоднородностей при построении цифровых моделей является в настоящее время одной из актуальных задач моделирования нефтяных и газовых месторождений.
К объекту ТТНК относятся различные по своим характеристикам пласты, формирующие этаж нефтеносности. Ряд пластов характеризуются широким распространением коллекторов по площади и выдержанными толщинами, другие прерывистым залеганием, невыдержанностью по литологическому составу и непостоянными толщинами.
Все работы по построению геологических моделей проводились поэтапно, создавались системы трендов и направляющих для каждого пласта, чтобы учесть сложное геологическое строение.
Первый этап включал аккумуляцию всей возможной и доступной информации. Исходной информацией для построения цифровой геологической модели послужили результаты интерпретации ГИС. Скважинные данные были загружены в модель с учётом траектории скважин. Также как исходные данные были превлечены оцифрованные изолинии, изопахиты, линий выклинивания.
Была выполнена корреляция и составлены корреляционные схемы для продуктивных отложений нижнего карбона по линии В-В' на рисунке 1.
Рис. 1. Корреляционная схема по линии В-В'
На втором этапе после проведения корреляции выполнялось структурное моделирование. Были созданы отметки пластопересечений кровли и подошвы пластов по всем скважинам. На основе полученных объектов строились структурные поверхности пластов и параллельно согласовывались с оцифрованными контурами ВНК. Поверхности строились с инкрементом не более 25x25 м. Такая размерность сетки позволяет достаточно точно отстроить структуру и оптимальна с точки зрения хорошей разбуренности. Построение подошвы пластов осуществлялось путем сложения общей мощности пласта со структурной поверхностью кровли (метод схождения). Общая мощность пласта строилась интерполяционным методом по данным скважин.
Корректность выполненных построений оценивалась путем сравнения структурных поверхностей и отбивок по скважинам, разница не превышает 0,1 метра.
В структурную модель нижнего карбона интегрировалась модель разломов. Все структурные поверхности адаптировались к сформированной модели на основе плоскостей разломов, что в итоге привело к согласованной структурной модели в области принятого разлома рисунок 2.
По результатам проведения второго этапа создавались самостоятельные сетки для каждого из пластов группы. Трёхмерные геологические сетки строились в объёме между смоделированными структурными поверхностями. Сетка создается с учетом всех направляющих и комбинирована с разломами. Количество слоёв подбиралось таким образом, чтобы максимально точно описать разрез пласта, с сохранением толщины наименьших коллекторских и неколлекторских прослоев.
Рис. 2. Согласованная структурная модель ТТНК
Третий этап включает в себя построение литологических моделей залежей с учетом применения трендов песчанистости для настойки латеральной изменчивости внутри пластов (рисунок 3).
Рис 3. Тренд песчанистости пласта СII
После определения строения 3D сетки проводилось осреднение скважин или процесс переноса скважинных данных на ячейки трехмерной сетки.
Осредненные значения непрерывных кривых в нашем случае являются результатом расширенного варианта арифметического метода осреднения –средневзвешенное значение по мощности, когда данные усреднялись пропорционально толщине. На сетку усреднялись следующие параметры: литология (коллектор-неколлектор), нефтенасыщенность и пористость.
После этого было проведено литологическое моделирование, суть которого заключается в получении представления о пространственном распространении пород различных литотипов и создании трехмерного параметра литологии. В данной цифровой геологической модели под литотипами подразумевается деление пород на две категории: коллектор и неколлектор [3]. Для продуктивных отложений поле распределения коллекторов было получено с помощью моделирования методом детерминистической интерполяции.
На четвертом этапе формируется модель петрофизических свойств проницаемых пород на основе смоделированных кубов литотипов. Данная модель представляется в виде куба открытой пористости, а так же в виде куба нефтенасыщенности. Алгоритм петрофизического моделирования основан на Гауссовом распределении. Примененные тренды позволили учесть латеральную изменчивость поля пористости в областях ухудшенных коллекторских свойств.
Проницаемость пересчитывалась по петрофизическим зависимостям.
Поле нефтенасыщенности строилось на основе скважинных данных с учетом пространственного распределения коллекторских свойств установленных в результате лабораторных исследований и гипсометрического положения плоскостей принятых водонефтяных контактов неравномерной конфигурации.
На пятом этапе с целью качественной и количественной оценки созданных цифровых геологических моделей было произведено сравнение подсчётных параметров двумерной (подсчётные планы) и трехмерной моделей [3]. Расхождение не превышает 5 %, что позволяет считать построенную геологическую модель месторождения достоверной.
Представленные профиля позволили визуально проконтролировать получившиеся 3D кубы параметров, сопоставить между собой все получившиеся поля, а также убедиться в том, что сформированные кубы соответствуют исходным скважинным данным (рисунок 4) [4].
Рис. 4. Схематический геологический профиль
При преобразовании геологической модели залежи в гидродинамическую, учитывались особенности геологического строения пластов, сетка скважин и особенности гидродинамического моделирования.
В результате проведенных исследований, построена трехмерная геологическая модел, которая может быть изменена и дополнена в процессе доизучения.
В результате множественных итераций удалось создать сетку, которая является достоверной основой внутрипластовой корреляции и связанности коллекторов — это несомненно влияет на достоверность прогнозных фильтрационных расчетов. Так же данные наработки легли в технологию создания модели на примере месторождения севера Башкортостана, обусловленных своим неоднородным строением.
Литература:
1. Егорова Н. П. К вопросу об источниках нефти в среднем карбоне Западной Башкирии // Труды Уфимск. нефт. науч.-исслед. ин-та, вып. XX. Уфа. 1967 — С.240–250.
2. Баймухаметов К. С. и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана // Уфа: РИЦ АНК «Башнефть» — 1997–424 с.
3. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений // М.: ВНИИОЭНГ, 2003
4. РД 153–39.0–047–00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений // М.:, МПР — 2000.
