Россия
Россия
Россия
В статье демонстрируется использование интегрированного подхода при моделировании геологической структуры залежей углеводородов нефтяного месторождения «НК» Волгоградской области и применение геологических моделей для оптимизации принятия оперативных решений, учета геологических рисков и обеспечения специалистов актуальной геологической информацией. Основными объектами исследования являлись евлановско-ливенские, воронежские, петинские и семилукские нефтяные горизонты месторож-дения «НК». Для создания цифровой геологической 3D-модели продуктивных пластов нефтяного месторождения «НК» использовался программный пакет IRAP RMS фирмы ROXAR. После создания подробной трехмерной геологической сетки проводилось последовательное заполнение ее различными видами горных пород, учитывая условия их образования и их петрофизические характеристики. Создание цифровой геологической 3D-модели продуктивного горизонта включало в себя следующие этапы: загрузку исходных данных, структурное моделирование (построение каркаса трехмерной сеточной модели), создание трехмерной геологической сетки, обработку скважинных данных для усреднения, построение литологической и петрофизической модели. Данные бурения, испытания, результаты обработки материалов ГИС по вновь пробуренной эксплуатационной скважине № 2-НК показали сложное строение месторождения «НК», что отразилось на размерах и объемах залежей продуктивных пластов. В результате проведенного анализа накопленного геолого-промыслового материала (ранее проведенных сейсмических данных, результатов бурения и испытания скважин, проведенной интерпретации промыслово-геофизических исследований) уточнено геологическое строение и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов. Исходя из новых геологических и промысловых данных, подсчитаны начальные геологические и извлекаемые запасы углеводородного сырья. В результате, начальные геологические запасы нефти по месторождению «НК» по категории С1 уменьшились на 0,2 %, а по категории С2 уменьшились на 98 %. В соответствии с новой величиной геологических запасов уточнена эксплуатационная характеристика и оценены добывные возможности разрабатываемых залежей.
геологическая модель месторождения, объекты моделирования, геофизические исследования скважин, петрофизические параметры, начальные геологические запасы, извлекаемые запасы
Введение
Современные трехмерные цифровые геологические модели месторождений нефти и газа представляют собой детальные трехмерные копии месторождений, созданные на основе комплексных исследований и включающие результаты анализа геологических аспектов. Построение таких моделей направлено на более глубокое понимание геологической структуры месторождения, а также на анализ и оценку текущего этапа его разработки. Качественная трехмерная геологическая модель способствует повышению достоверности и адекватности прогнозных расчетов для разработки месторождения.
Создание цифровой 3D-модели залежей углеводородов (УВ) требуется для объемного представления объекта исследования. Для этого необходимо исследовать размеры залежи, особенности внутреннего строения природного резервуара и залежи, пористость, проницаемость, нефтегазонасыщенность коллекторов.
В данной статье демонстрируется использование интегрированного подхода при моделировании геологической структуры залежей углеводородов нефтяного месторождения «НК» Волгоградской области и применение геологических моделей для оптимизации принятия оперативных решений, учета геологических рисков и обеспечения специалистов актуальной геологической информацией.
Основные цели:
– интерпретация данных геоинформационных систем (ГИС) новых скважин на основе имеющихся петрофизических моделей;
– создание или обновление цифровых трехмерных геологических моделей залежей;
– уточнение представлений о геологической структуре объектов на основе результатов бурения новых скважин, сейсмических и других исследований;
– оценка геологических рисков.
Основными объектами исследования являются евлановско-ливенские, воронежские, петинские и семилукские нефтяные горизонты месторождения «НК».
Для создания цифровой геологической 3D-модели продуктивных пластов нефтяного месторождения «НК» использовался программный пакет IRAP RMS фирмы ROXAR. После создания подробной трехмерной геологической сетки проводилось последовательное заполнение её различными видами горных пород, учитывая условия их образования и их петрофизические характеристики.
Создание цифровой геологической 3D-модели продуктивного горизонта включало в себя следующие этапы:
1) загрузку исходных данных;
2) структурное моделирование (формирование каркаса трехмерной сеточной модели);
3) создание трехмерной геологической сетки;
4) обработку скважинных данных для усреднения;
5) построение литологической и петрофизической модели [1].
Построение геологической модели залежи
Структурное моделирование. Исходным геологическим и геофизическим материалом для построения геологической модели продуктивных пластов была следующая информация:
– структурные карты по отражающим горизонтам (рис. 1);
– результаты количественной интерпретации ГИС, которые включали в себя определение границ проницаемых прослоев, характер их насыщения, значения пористости, нефтенасыщенности и др.;
– информация об условном водонефтяном контакте (ВНК) и принятые положения условного ВНК по скважинам;
– петрофизические параметры (пористость, проницаемость, остаточная водонасыщенность) на основе результатов исследования керна.
а б
Рис. 1. Структурные карты по отражающему горизонту D3lv (а) и D3sm (б) (месторождение «НК»)
Fig. 1. Structural maps of the reflecting horizon D3lv (a) and D3sm (б) (the NK deposit)
Данная информация преобразовывалась в формат IRAP, при этом достигалась максимальная согласованность и взаимоувязанность структурных поверхностей залежей (рис. 2).
Рис. 2. Структурные поверхности (гриды) (месторождение «НК»)
Fig. 2. Structural surfaces (grids) (the NK deposit)
Сначала были созданы структурные поверхности (гриды) кровли евлановско-ливенского и семилукско-рудкинского горизонтов месторождения «НК». Затем были построены структурные поверхности пласта I и II воронежского горизонта с помощью тренда евлановско-ливенского горизонта. Таким же образом были построены структурные поверхности пласта I и II петинского горизонта с помощью тренда семилукско-рудкинского горизонта. Затем при помощи изохор были получены подошвы.
Размер ячеек в трехмерной сетке по горизонтали X и Y составил 25 × 25 метров. Вертикальный размер слоев по оси Z определялся общей толщиной пластов, их неоднородностью, а также минимальными значениями толщин проницаемых и непроницаемых прослоев. В результате была создана детальная 3D-сетка с разрешением, достаточным для сохранения мельчайших деталей прослоев в трехмерной модели (рис. 3).
Рис. 3. 3D-сетка трехмерной модели (параметр глубина)
Fig. 3. 3D grid of a three-dimensional model (depth parameter)
Также были учтены данные обработки ГИС скважин № 1-НК, 2-НК и 5-НК – отметки пластопересечений, «коллектор-неколлектор», пористость, нефтенасыщенность.
Построение литологической модели. Получение пространственного распределения литологических типов пород является критическим этапом моделирования, поскольку параметр литологии определяет трехмерные поля коллекторских свойств и насыщенности. Во время литологического моделирования каждая ячейка была отнесена к коллектору либо неколлектору. Результат отображен в дискретном параметре литологии Lito, код 0 соответствует неколлекторам, код 1 – коллекторам (рис. 4, а) [1].
а б в
Рис. 4. 3D-куб параметров (месторождение «НК»): а – литологии; б – пористости; в – нефтенасыщенности
Fig. 4. 3D cube of parameters (the NK deposit): a – lithology; б – porosity; в – oil saturation
Для моделирования применялся детерминистский подход, основанный на трехмерной интерполяции непрерывной кривой литологии, после чего производилось разделение по граничному значению 0,5 на «коллектор-неколлектор». При использовании этого метода граница коллектора, присутствующая в одной скважине и заменяемая неколлектором в соседней, обрывается на середине расстояния между скважинами [1].
Построение петрофизической модели. Построение петрофизической модели проводилось только в тех породах, которые были отнесены на предыдущем этапе к коллекторам. При пространственном распределении пористости и нефтенасыщенности применялся детерминистский метод, на основе 3D-стратиграфической (послойной) интерполяции кривых poro и kn (см. рис. 4, б) [2].
Распределение пористости и нефтенасыщенности контролировалось минимальными значениями этих параметров в соответствии с граничными значениями, установленными на основе петрофизических зависимостей [2].
В неколлекторах пористость и нефтенасыщенность были приравнены к нулю. В водонасыщенных коллекторах, находящихся ниже условного ВНК, нефтенасыщенность также приравнивалась к нулю.
Полученные трехмерные кубы параметров пористости и нефтенасыщенности анализировались визуально (см. рис. 4, б, в), а также путем сравнения их статистических характеристик с аналогичными характеристиками по керновым, каротажным данным и данным геодинамических исследований в скважинах [3].
Выводы
Данные бурения, испытания, результаты обработки материалов ГИС по вновь пробуренной эксплуатационной скважине № 2-НК показали сложное строение месторождения «НК», что отразилось на размерах и объемах залежей продуктивных пластов.
В результате проведенного анализа накопленного геолого-промыслового материала (ранее проведенных сейсмических данных, результатов бурения и испытания скважин, проведенной интерпретации промыслово-геофизических исследований) уточнено геологическое строение и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов.
Исходя из новых геологических и промысловых данных, подсчитаны начальные геологические и извлекаемые запасы углеводородного сырья. В результате, начальные геологические запасы нефти по месторождению «НК» по категории С1 уменьшились на 0,2 %, а по категории С2 уменьшились на 98 %.
В соответствии с новой величиной геологических запасов уточнена эксплуатационная характеристика и оценены добывные возможности разрабатываемых залежей.
1. Закревский К. Е., Кундин А. С. Особенности гео-логического 3D моделирования карбонатных и трещинных резервуаров. М.: Белый ветер, 2016. 404 с.
2. Закревский К. Е. Геологическое 3D моделирова-ние. М.: Маска, 2009. 376 с.
3. Крашакова А. В., Бочкарев А. В., Калинина Е. А., Крашаков Д. В. Отчет по договору № 07V1024-145/07 «Этап 5. Подсчет запасов, месторождение «НК». Волгоград: ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть», 2010.
