Россия
Россия
Россия
Россия
Россия
Россия
Россия
Неотъемлемой частью процесса разработки месторождений углеводородов является построение детальных трехмерных цифровых геологических моделей. При этом, если залежь имеет сложное геологическое строение, то необходимо построение максимально точной геологической модели, поскольку на основе нее строится гидродинамическая модель, с помощью которой выполняется расчет прогнозных показателей разработки месторождения. В случае, если концепция, заложенная при базовом геологическом анализе, не подтверждается данными разработки, требуется оперативный пересмотр всех имеющихся исходных данных и корректировка геологической модели. В статье выполнен пересмотр геологического строения продуктивного пласта Б2 бобриковского горизонта визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы купола А нефтяного месторождения Самарской области в связи с выявлением несоответствия между принятой геологической моделью и данными разработки при адаптации гидродинамической модели. Представлены геологическое строение района работ и тектонические элементы, приуроченные к нефтегазовой структуре. В региональном тектоническом плане исследуемое месторождение расположено в пределах юго-восточного борта Мелекесской впадины, для которой характерно погружение поверхности кристаллического фундамента в западном и юго-западном направлениях. Этот структурный элемент находится в пределах Средневолжской нефтегазоносной области, входящей в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Предложены варианты по совершенствованию геолого-гидродинамической модели исследуемого пласта с целью изучения закономерностей распределения коллекторов, а следовательно, и начальных запасов нефти, опираясь на геолого-промысловые данные. Достигнута улучшенная сходимость расчетных показателей работы с историческими по ряду скважин месторождения.
геологическое строение месторождения, геологическое моделирование, гидродинамическая модель, адаптация гидродинамической модели, данные работы скважин
Введение
Построение геологической модели (ГМ) месторождения выполняется в целях изучения и детального анализа его геологического строения. Качественная и детальная ГМ является основой для построения гидродинамической модели (ГДМ), которая позволяет повысить достоверность прогнозных расчетов показателей разработки, а также наиболее полно определить недостатки системы разработки, принять обоснованные решения по ее усовершенствованию [1, 2].
За период изучения и разработки месторождения углеводородов (УВ) накапливается значительный объем различной информации, которую необходимо хранить в структурированном виде, а также эффективно использовать как в процессе геологического и гидродинамического моделирования, так и в процессе обоснования и реализации проектных решений [3]. Но не на всех месторождениях возможно получить достаточный объем данных с помощью исследований из-за экономических или технологических причин. Поэтому все чаще возникает необходимость разработки месторождений УВ, характеризующихся сложным геологическим строением, в условиях недостатка информации.
В связи с этим появляется потребность использования новых методических подходов при создании достоверной геологической модели [4, 5]. Неполная и неточная информация о строении толщи пласта может приводить к ошибкам при подсчете запасов, построении трехмерной геологической модели стандартными методами, а также при проектировании разработки месторождения [6]. В случае, если концепция, заложенная при геологическом анализе, не подтверждается данными разработки, требуется оперативный пересмотр всех имеющихся исходных данных и корректировка геологической модели.
В условиях неопределенностей по строению и свойствам пласта в межскважинном пространстве сделать единственно верную не представляется возможным. Одним из способов повышения ее достоверности является создание набора моделей с различными распределениями свойств и выбор наиболее представительной на основе имеющихся данных и сведениях о строении месторождения [4, 5]. Для апробации подхода многовариантного геологического моделирования подобрано месторождение УВ в Самарской области, разбуренное преимущественно горизонтальными скважинами (ГС).
Информация о месторождении углеводородов
Промышленная нефтеносность исследуемого месторождения УВ установлена в отложениях верейского горизонта московского яруса (пласты А2, А3) среднего отдела, бобриковского горизонта визейского яруса (пласт Б2) и турнейского яруса (пласт В1) нижнего отдела каменноугольной системы. Залежи пластов приурочены к четырем поднятиям.
Геологическое строение месторождения изучено по материалам сейсморазведочных работ МОГТ-3D и данным бурения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин.
По величине начальных извлекаемых запасов нефти месторождение относится к средним, по степени сложности геологического строения – к сложным, по степени промышленного освоения – к разрабатываемым.
В статье рассматривается купол А пласта Б2 бобриковского горизонта визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы месторождения Самарской области, который обладает наибольшим количеством запасов УВ.
Методология исследования
Для моделирования продуктивного пласта исследуемого месторождения УВ использовался программный пакет Irap RMS компании Roxar. Комплекс работ, охватывающий весь методико-технологический цикл построения геологических моделей, реализован в соответствии с действующим РД 153-39.0-047-00 и дополняющими его «Методическими указаниями по построению постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений», часть 1 «Геологические модели».
Основные этапы создания трехмерной геологической модели:
– сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка исходных данных;
– структурное моделирование (построение каркаса 3D сеточной модели);
– построение трехмерной геологической сетки;
– осреднение скважинных данных;
– построение литологической (фациальной) модели;
– построение петрофизической модели;
– подсчет запасов УВ.
Адаптация ГДМ осуществлялась в программном комплексе Aspen Tempest компании AspenTech согласно «Временному регламенту оценки качества
и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, предоставляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС».
Первое построение геологической и гидродинамической моделей (2014 г.)
Первое построение трехмерной геологической модели исследуемого месторождения УВ выполнено в 2014 г. В качестве трендовой информации при построении использовались сейсмические поверхности по отражающему горизонту (ОГ) C1tl (сопоставим с кровлей глин тульского горизонта, по результатам интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ-3D, 2009–2012 гг.). На исследуемом объекте пробурено 14 ГС и 4 пилотных ствола для уточнения макро- и микронеоднородности разреза целевого пласта и положения уровня водонефтяного контакта (ВНК).
Геологическое сопровождение процесса бурения ГС позволило уточнить следующее:
– углы падения пласта;
– неоднородность целевого коллектора по латерали;
– толщины непроницаемых пропластков.
Данная информация дала основания для уточнения особенностей строения пласта и актуализации модели купола А пласта Б2 бобриковского горизонта рассматриваемого месторождения. Однако геологическое сопровождение велось не по всем скважинам (только по 4 скважинам), что не позволило в достаточной степени произвести уточнение геологической основы.
Построение геологической модели месторождения, разрабатываемого преимущественно ГС без пилотных стволов, имеет значительные риски по некорректному распределению запасов. Горизонтальные стволы не дают полного представления о геологическом строении месторождения, т. к. пробурены в прикровельной части пласта и вскрывают нефтенасыщенные толщины только в районе их прохождения, тем самым не давая достоверной информации о свойствах и распределении коллекторов, залегающих ниже (не охватывают вероятный эффективный залегающий ниже объем). Часто в качестве интерпретированной исходной информации доступны только абсолютные отметки входа скважины в пласт и интервалы вскрытых продуктивных коллекторов. Поэтому наиболее неопределенным параметром является распространение коллекторов. Несмотря на ограниченность исходной информации, ее необходимо использовать для построения. В связи с характером накопленной информации, данные, полученные с горизонтальных участков скважин на пласт Б2, использовались только при построении стратиграфической кровли пласта и определении эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин. Подошва отстраивалась конформно относительно общей выдержанности пласта. Результаты построения геологической модели и подсчета запасов УВ 2014 г. удовлетворили регламентным требованиям ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых» (ГКЗ), и были ею приняты.
Далее в рамках составления проектного документа на разработку месторождения (ПТД) в процессе адаптации ГДМ на фактические показатели разработки месторождения расхождение расчетных данных с фактическими также удовлетворяли регламентным требованиям Центральной комиссии по согласованию технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья (ЦКР Роснедр по УВС), а именно отклонение расчетных накопленной и годовой добычи жидкости и нефти по каждому эксплуатационному объекту за весь период разработки не превышает 5 и 10 % соответственно по сравнению с фактической добычей, а отклонение расчетной накопленной добычи жидкости и нефти не должно превышать 20 % по сравнению с историческими показателями для скважин, которые обеспечивают 80 % накопленной добычи нефти объекта [7].
После защиты ПТД в надзорных органах дальнейшее сопровождение разработки месторождения осуществлялось в режиме мониторинга. При переводе ГДМ в режим постоянно действующей геолого-технической модели для целей интегрированного моделирования требования к адаптации были ужесточены, и потребовалась дополнительная настройка модели, согласно «Положению о системе управления интегрированным моделированием в Бизнес-сегменте “Геологоразведка и добыча” в Российской Федерации. Минимальные требования к построению, актуализации, адаптации и интеграции моделей-компонентов в составе интегрированной модели нефтегазовых активов». Изменение требований, предъявляемых к ГДМ, представлено на рис. 1.
Рис. 1. Схема изменения требований, предъявляемых к ГДМ:
слева – регламентные требования ЦКР Роснедр по УВС; справа – требования, предъявляемые к ГДМ при переводе
в режим постоянно действующей геолого-технической модели для целей интегрированного моделирования
Fig. 1. The scheme of changing the requirements for the HDM:
on the left – the regulatory requirements of the Central Committee of Rosnedra for Internal Affairs;
on the right – the requirements for the HDM when switching to a permanent geological and technical model for integrated modeling purposes
В процессе настройки ГДМ по новым требованиям в рамках мониторинга проверены разные методы адаптации (локальное изменение пористости, проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности, подключение аквиферов различными методами, регулирование зон выклинивания и др.). По результатам разработки месторождения выявлена необеспеченность запасами нефти в районах отдельных скважин (20 % от фонда). На дату адаптации ГДМ накопленная добыча нефти по этим скважинам превысила начальные извлекаемые запасы (НИЗ) в районах их дренирования. Предположительно, одной из причин возникновения необеспеченности НИЗ является некорректный учет распределения коллектора в нижней части толщи пласта в ГМ.
Только при использовании в ГДМ множителей на поровый объем получен приемлемый результат по сходимости показателей добычи. Таким образом, были определены зоны необходимости локального пересмотра распределения коллекторов ниже горизонтальных участков стволов с целью возможного увеличения обеспеченностью геологическими запасами в зоне дренирования скважин. По результатам адаптации ГДМ рекомендуемые зоны увеличения порового объема, полученные при адаптации гидродинамической модели, представлены на рис. 2. Возникла необходимость пересмотра геологической основы месторождения.
Рис. 2. Карта множителей на поровый объем (2014 г.)
Fig. 2. Pore Volume Multiplier Map (2014)
Корректировка геологической и гидродинамической моделей с учетом новых сейсмических данных (2021 г.)
В 2020 г. была проведена переобработка и комплексная переинтерпретация данных проведенных ранее сейсморазведочных работ МОГТ-3D на участке площадью 300 км2. При построении использовались сейсмические поверхности по ОГ C1tl (стратиграфическая кровля тульского горизонта, МОГТ-3D, 2020 г.). Основанием для этого послужило бурение новых скважин и необходимость учета полученной информации при структурных построениях. Переобработка сейсмических данных позволила в 2021 г. обновить ГМ. Начальные геологические запасы на государственном балансе пласта Б2 увеличились на 4 %. Результаты актуализации моделей месторождения с учетом новой геологической информации и данных подсчета запасов УВ 2021 г. также удовлетворили регламентным требованиям надзорных органов, и были ими утверждены.
Аналогично представленному ранее плану действий, для обеспечения процесса мониторинга моделей месторождения выполнен перевод ГДМ 2021 г.
в режим постоянно действующей геолого-технической модели для целей интегрированного моделирования. В результате переобработки сейсмических данных в ГДМ произошло сокращение и перераспределение значений множителей порового объема, использованного ранее. Но полностью исключить их использование на данном этапе не представлялось возможным (рис. 3). Вновь появилась необходимость пересмотра геологической основы.
Рис. 3. Карта множителей на поровый объем (2021 г.)
Fig. 3. Pore Volume Multiplier Map (2021)
Пересмотр геологической и гидродинамической моделей (2023 г.)
Поскольку начальные геологические запасы в ГДМ не соответствовали числящимся на государственном балансе, а новой геолого-геофизической информации, необходимой для пересмотра геологической основы, получено не было, авторами статьи проведен дополнительный тщательный анализ всего имеющегося объема информации с участков прохождения стволов ГС.
На основании посвященных данной проблематике литературных источников [8, 9] установлено, что в условиях, аналогичных данному месторождению, наибольшей неопределенностью из всех подсчетных параметров обладает определение толщин пластов (ошибки при определении могут достигать до 200–300 %). Также авторами произведен анализ ближайших месторождений-аналогов Самарской области (в геологическом разрезе которых присутствует продуктивный пласт пласта Б2 бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона), на основании которого установлено, что их средние значения эффективных нефтенасыщенных толщин значительно выше, чем на исследуемом месторождении.
С учетом показателей разработки месторождения и анализа прогнозирования распределения коллектора ниже стволов ГС уточнено распространение коллекторов. Изменение ГМ проводилось итерационно с учетом настройки ГДМ. Участки использованных увеличений порового объема в ГДМ после проведенных итераций и рекомендованные для дальнейшего пересмотра в ГМ представлены на рис. 4.
Рис. 4. Карта множителей на поровый объем (2023 г.)
Fig. 4. Pore Volume Multiplier Map (2023)
В ГДМ со скорректированным распространением коллекторов в межскважинном пространстве (в районе скважин № 1–3) после проведения процедуры адаптации истории работы скважин отклонение расчетной накопленной добычи нефти от фактической по скважинам не превышает 5 % (рис. 5–7).
Для адаптации были использованы модификации на проницаемость, регулирование зон выклинивания в рамках стандартных неопределенностей распределения характеристик пласта и изменение скин-фактора во время эксплуатации скважин. Таким образом, в условиях недостатка данных приведенный подход подтверждает возможность и необходимость внесения дополнительных корректировок в ГМ на основе адаптации ГДМ на историю разработки месторождения.
Рис. 5. Сходимость накопленной добычи нефти по истории работы скважины № 1 с расчетными данными ГДМ (2023 г., расхождение менее 5 %)
Fig. 5. Convergence of accumulated oil production based on the operation history of well No. 1 with calculated HDM data (2023, discrepancy less than 5%)
Рис. 6. Сходимость накопленной добычи нефти по истории работы скважины № 2 с расчетными данными ГДМ (2023 г., расхождение менее 1 %)
Fig. 6. Convergence of accumulated oil production based on the history of well operation No. 2 with calculated HDM data (2023, discrepancy less than 1%)
Рис. 7. Сходимость накопленной добычи нефти по истории работы скважины № 3 с расчетными данными ГДМ (2023 г., расхождение менее 4 %)
Fig. 7. Convergence of accumulated oil production based on the history of well operation No. 3 with calculated HDM data (2023, discrepancy less than 4%)
Интегрированный подход при моделировании месторождений углеводородов
Для повышения эффективности и оперативности принятия решений по устранению несоответствий геолого-гидродинамических моделей рекомендуется реализация интегрированного подхода. Одним из решений данной проблемы является создание мультидисциплинарной команды (рис. 8), включающей специалистов по интерпретации сейсмических данных и геофизических исследований скважин, специалистов по геологии, по построению геолого-гидродинамических моделей, а также по проектированию разработки месторождений. По нашему мнению, такой подход приведет к повышению качества адаптации ГДМ и достоверности прогнозных показателей разработки.
Рис. 8. Схема работы команды специалистов в рамках реализации интегрированного подхода
Fig. 8. The scheme of work of the team of specialists within the framework of the integrated approach implementation
Заключение
В статье представлены варианты по совершенствованию геолого-гидродинамической модели продуктивной залежи пласта Б2 бобриковского горизонта визейского яруса нижнего отдела каменноугольной системы купола А с целью изучения закономерностей распределения коллекторов, а следовательно, и начальных запасов УВ, опираясь на геолого-промысловые данные. Результатом стала улучшенная сходимость расчетных показателей работы с историческими по ряду скважин. Данный подход может быть эффективно распространен на всем месторождении для снижения общих неопределенностей.
Для повышения эффективности и оперативности принятия решений по устранению несоответствий геолого-гидродинамических моделей рекомендуется реализация интегрированного подхода путем создания мультидисциплинарной команды.
Также в условиях недостатка исходных данных для геологического проектирования возможно применение средств автоматизации и интеллектуальных информационных технологий с целью создания инструмента для моделирования процесса распределения геологических свойств при многовариантных расчетах. Данное направление на текущий момент находится в стадии разработки.
1. Крашаков Д. В., Шмаков В. Д., Акимов И. А. Опыт трансдисциплинарного подхода при геологическом моделировании нефтяных месторождений // Материалы 23-й конф. по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «ГЕОМОДЕЛЬ 2021». М.: ООО «ЕАГЕ Геомодель», 2021. С. 28.
2. Андреев К. В., Крашаков Д. В., Шмаков В. Д. Опыт интегрированного подхода при геологическом моделировании нефтяных месторождений // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли: сб. докл. науч.-практ. конф. журн. «Нефт. хоз-во» 2019 г. М.: Нефт. хоз-во, 2020. С. 170–177.
3. Захарова А. А., Ямпольский В. З. Оптимизация технологии моделирования нефтегазовых месторожде-ний на основе цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей // Проблемы информати-ки. 2009. № 1 (2). С. 48–52.
4. Подосёнов А. Е., Ладейщиков С. В., Азанова Н. О., Соловьева М. А. Прогноз геологического строения на основе многовариантной модели Ростовицкого месторождения // Нефтепромысл. дело. 2021. № 11 (635). С. 5–13.
5. Кузьмичев А. А., Сайдакова Д. Д. Выбор оптимальных решений по размещению фонда скважин в условиях концептуальной вариативности геологического строения на примере месторождения Астраханской области // Сб. науч. тр. специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг». Сыктывкар: Коми республик. тип., 2022. С. 168–176.
6. Дерюшев А. Б. Опыт трехмерного геологического моделирования перспективных структур с применением результатов сейсмо- и литолого-фациального анализов, а также данных месторождений-аналогов // Вестн. ПНИПУ. Геология. Нефтегаз. и гор. дело. 2013. № 7. С. 18–26.
7. Временный регламент оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, предоставляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС: принят на расширенном заседании ЦКР Роснедр по УВС от 19.04.2012. UPL: https://www.petroleumengineers.ru/sites/default/files/regulations.pdf (дата обращения: 19.02.2025).
8. Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние проблемы // Каротажники. 2010. № 2 (191). С. 16–37.
9. Passey Q. R., Yin H., Rendeiro C. M., Fitz D. E. Overview of High-Angle and Horizontal Well Formation Evaluation: Issues, Learnings, and Future Directions // SPWLA 46th Annual Logging Symposium. June 26–29 2005.
