Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования: на примере месторождений Западной Сибири

Актуальность темы

.

В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходиться исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами, которые характеризуются неоднородными коллекторскими свойствами.

По свидетельству Ф. З. Хафизова [81] в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи возникает до 47% ошибок при подсчете запасов углеводородов. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования. Вероятно, для повышения точности разведки и подсчета запасов сложно построеннных залежей нефти и газа необходимо привлечение и рассмотрение данных о дополнительных факторах, участвующих в процессах нефтегазонакопления, которые в настоящее время практически не учитываются.

Очевидно, что в основе решения этих задач лежит геологическая модель, геологические запасы углеводородов и особенности их размещения в природных резервуарах. Геологические модели могут быть использованы также для определения остаточных запасов, что позволяет уточнить систему разработки залежей, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и снизить негативное влияние неоднородностей пласта на нефтеотдачу.

Создание постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений — это новая важная и актуальная задача, которая экономит время и деньги на бурении пустых и нерентабельных скважин, а также требует разработки новых методических приемов компьютерного моделирования месторождений. Активное внедрение компьютерных технологий в последние годы обусловило появление новых задач, связанных с проблемой подсчета геологических запасов на основе двумерного и трёхмерного геологического моделирования.

В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр с современных позиций практического решения проблемы определения водонефтяного контакта.

ВНК), обоснования его по площади залежи и моделирования нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, которая теоретически геологами и гидродинамиками давно решена. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды (ЗЧВ) и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение положения ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей сложно построенных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.

Объект исследований — геометризация нефтяных залежей месторождений Нижневартовского района на основе особенностей положения ВНК и распределение нефтеводонасыщенности в переходных зонах залежей для уточнения запасов.

Вопросам геологического моделирования сложно построенных залежей УВ посвящены исследования Ф. З. Хафизова, Т. Ф. Дьяконовой, С. И. Билибина, A.M. Дубиной, Т. Г. Исаковой, Е. А. Юкановой, И. С. Закирова, Ю. А. Тренина и многих других [3, 4, 5, 9, 17, 20, 21, 33, 34, 62, 64, 74]. Этими работами заложен фундамент существующих представлений о трёхмерном геологическом моделировании, разработаны методические приемы моделирования залежей УВ. Однако многие теоретические и практические вопросы этого научного направления разработаны недостаточно полно.

Изучением вопросов обоснования ВНК и моделирования насыщенности в разные годы занимались Д. В. Дженнингс, С. Д. Пирсон, Ф. А. Гришин, Ф. З. Хафизов, В. И. Шпильман, В. Г. Каналин, Ю. А. Тренин, В. И. Петерсилье и многие другие исследователи [12, 14, 16, 32, 38, 42, 45, 55, 71, 76, 84, 74]. Несмотря на то, что теоретически эти вопросы давно решены, с практической точки зрения они остаются дискуссионными и в настоящее время.

Предмет исследований — закономерности положения водонефтяного контакта и строение переходной зоны нефтяных залежей.

Цель работы — выявление закономерностей положения ВНК и математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходных зон для повышения точности подсчёта запасов и эффективности разведки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК при создании геологических моделей.

2. Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях ЗС на основе стадийности процессов нефтегазообразования.

3. Создание хмоделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

4. Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных (ЗД) геологических моделей.

5. Оценка высоты переходных зон в процессе моделирования насыщенности.

6. Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей.

Идея работы заключается в использовании стадийности процессов нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математического моделирования нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта запасов.

Фактический материал и методы исследований.

Диссертация является результатом многолетних исследований, проводимых автором в производственных и научно-исследовательских организациях г. Тюмени (ОАО «Тюменнефтегеофизика», ОАО «СибНАЦ», ООО «Пурнефтегеофизика») и завершенных в ООО «Тюменский нефтяной научный центр».

Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18 000 скв.).

Методы исследований включают: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опытаанализ результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обработка которых выполнена на современных программно-технических комплексах (Солвер, Геопоиск) — компьютерное моделирование на основе программных продуктов Geofreme и Petrel (компании Shlumberger), IRAP RMS (компании ROXAR) — изучение нефтегазоносной системы на основе палеотектонического, палеогеографического и сейсмофациального анализоввосстановление истории формирования месторождений на основе стадийности процессов нефтегазообразованияанализ данных капилляриметрии.

Защищаемые научные положения:

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения.

ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных месторожденийотчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных.

1 2 залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ] «, АВ]3, АВ23, АВ4.5) месторожденийположительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях ЗС: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Научная новизна работы:

1. Выявлены закономерности положения ВНК на месторождениях Нижневартовского района (Пермяковское, Кошильское, Гун-Еганское, Никольское, Самотлорское), объяснившие природу сложного строения нефтяных залежей. Зависимость между кровлей пласта и отметкой ВНК использована для построения прогнозных карт поверхностей ВНК.

2. Существенно уточнены 2Д и впервые созданы ЗД геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и л «5 л.

Самотлорского (АВ] «, АВ], АВ2, АВ4.5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) и планирования разработки залежей.

3. Разработаны методические приемы построения ЗД моделей насыщенности на основе моделей ПЗ и 3-функции.

4. Впервые на основе моделей ПЗ созданы ЗД модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (АВ]1″ 2 — АВ4.5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе З-функции, определена высота ПЗ для каждого из пластов.

5. Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе 2Д моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.

Практическая значимость работы заключается в разработке 2Д и ЗД геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений, которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также ТЭО КИН данных месторожденийвыявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск».

Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ), геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.- «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск, 2004 г, 2007 г.- на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.

Объем и содержание работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы (126 наименований). Работа изложена на 209 страницах, включающих 99 рисунков и 16 таблиц.

Выводы. Результаты моделирования насыщенности сложнопостроеннных залежей УВ позволяют сделать следующие выводы. Способы построения моделей насыщенности Пермяковского и Кошильского месторождений можно считать устаревшими, поскольку они формируют равновесные только по высоте залежей модели без учёта коллекторских свойств вмещающих пород. Данный прием можно использовать лишь на тех месторождениях, где залежи равномерно разбурены сеткой скважин, отсутствуют ПЗ и продуктивные пласты характеризуются однородностью ФЕС коллкторов.

В ЗС в юрских отложениях и отложениях неокома практически не существует месторождений с такими характеристиками. К существенным недостаткам таких моделей следует отнести отсутствие расчетов в ПЗ. Моделирование насыщенности происходит только выше поверхности ВНК, ниже которого сразу начинается зона 100% водонасыщенности, и как следствие — резкий перепад значений Кн на уровне ВНК от 35% до 68%.

Создание МПЗ позволяет прогнозировать насыщенность в тех интервалах, где определение Кн затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), на участках залежей, не охарактеризованных бурением, а также в ПЗ, где определение Кн по общепринятым методикам невозможно. Анализ МПЗ позволяет подчеркнуть, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка ЗЧВ остается неизменной.

Моделирование насыщенности с использованием зависимостей Кн =/ (Кп, Н) и / - функции позволяет оценить размеры ПЗ и характер распределения насыщенности ниже уровня геологического ВНК. Оценить величину геологических запасов между геологическим ВНК и уровнем остаточной нефтенасыщенности, которые на сегодняшний день ушли из области интересов разработчиков, но вероятно будут интересны будущим поколениям.

Моделирование насыщенности на основе МПЗ наиболее полно отвечает современным требованиям ЗД геологического и гидродинамического моделирования. Рекомендуется при наличии данных капилляриметрии расчет насыщенности производить с использованием J — функции. Назрело решение о необходимости разработки методических приемов по вопросу определения уровня ЗЧВ, поскольку все предлагаемые варианты являются экспериментальными разработками отдельных авторов и не имеют официального признания в практике работ по моделированию насыщенности залежей.

5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей 5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей.

На основе уточнённых 2Д и ЗД моделей нефтяных залежей был произведен подсчет запасов нефти, после чего проведено сопоставление результатов расчета 2Д и ЗД моделирования.

Подсчет запасов по 2Д моделям в зависимости от исходных материалов можно производить объемным методом тремя способами (см. раздел 2.1.4).

Первый способ рекомендуется при оперативной оценке запасов. При создании геологических моделей с целью подсчета запасов используют второй способ расчета. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Гун-Еганского, Никольского, Пермяковского, Кошильского и Самотлорского месторождений для сравнения был проведен двумя способами: путем расчета средневзвешенных параметров по объему и по картам линейных запасов.

По сложности геологического строения все месторождения относятся к сложным, по величине запасов Никольское относиться к мелким, Гун-Еганское — к средним, Пермяковское и Кошильскоек крупным, а Самотлорское месторождение является гигантом. По первым трём месторождениям подсчет произведен в программном комплексе Petrel (компания Shlumberger), по Кошильскому — в Geofreme (компания Shlumberger), а по Самотлорскому — в программном комплексе IRAP RMS (компания ROXAR).

Гун-Еганское месторождение. В работе представлена оценка запасов нефти Гун-Еганского месторождения по пластам БВ8, БВ91″ 2, БВ93, БВю1″ 2 и БВц по категориям B+Q и С2 (таблица 5.1). Существуют расхождения в расчетах запасов, выполненных различными способами, причем величины запасов второго способа закономерно ниже, чем третьего. Причины расхождений обьясняются следующим.

Третий способ позволяет рассчитывать объем запасов, определенный по картам линейных запасов каждого подсчетного объекта (Улз). Данный способ расчета сводит к минимуму погрешности определения величины геологических запасов, поскольку отсутствуют промежуточные расчеты каждого подсчетного параметра: Кп, Кн и обьема нефтенасыщенных пород (Ун). В качестве примера.

Заключение

.

В диссертации получено решение научно-практической задачи — геометризации нефтяных залежей и моделирования нефтеводонасыщенности пластов с целью более точного подсчёта запасов, имеющей существенное значение для нефтегазодобывающих предприятий. Основные научно-практические результаты сводятся к следующему:

1. Выявлены закономерности положений ВНК на месторождениях Нижневартовского района, на основе которых выполнена геометризация залежей и создана структурная основа геологических моделей. Рассчитаны прогнозные поверхности ВНК через уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта.

Все залежи продуктивного горизонта ЮВ1 сформировались благодаря неотектоническим процессам в постсеноманское — палеогеновое время. Преобладающим фактором в формировании сложной структуры ВНК послужили неотектонические преобразования, подчиненную роль играли капиллярные явления, связанные с первичной неоднородностью литологического состава продуктивных пластов.

Залежи в отложениях неокома (пласты БВ и АВ) ещё моложе, незрелые и могли сформироваться не раньше эоцен-миоценового времени. В процессе формирования сложного положения ВНК большую роль сыграли два основных фактора: первичная литологическая неоднородность и неотектонические процессы. Первый послужил преобладающим фактором для пластов с большой фациальной неоднородностью, а второй — сыграл главную роль для пластов с хорошими ФЭС. Для пласта БВ8 Гун-Еганского месторождения с высокими ФЭС деформации поверхности ВНК не произошло.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и Л-функции. Анализ моделей переходных зон свидетельствует о том, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет нефтенасыщенности следует выполнять на основе ¡—функции.

Разработанные приемы моделирования насыщенности позволили спрогнозировать насыщенность в тех участках залежей, где определение коэффициента насыщения (Кн) было затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 метров, брак ГИС и др.), а также на участках залежей, не охарактеризованных бурением.

3. На основе данных капилляриметрии и Л-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения. Результаты расчётов констатируют, что высота переходных зон зависит от ёмкостных свойств коллектора: в пластах с хорошими ёмкостными свойствами (АВ2з, АВ4.5) высота переходных зон не превышает 3−8 м, а в пластах с низкими ёмкостными свойствами величина переходной зоны достигает 30−35 м (пласт.

1 9.

АВ1 "). Следует учитывать особенности строения ПЗ при выборе объектов для создания моделей ПЗ.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений. Использование средневзвешенных параметров влечет за собой погрешности в расчете величины запасов, достигающие -7% .

На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах. Согласно расчётам, выполненным на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях, запасы нефти в ПЗ ниже поверхности ВНК оцениваются в 5 — 11% от общей величины запасов.

Таким образом, проблема достоверного подсчета геологических запасов в век компьютерного моделирования стоит довольно остро, так как она оказывает существенное влияние на общие объёмы УВ сырья. В настоящее время встал вопрос о необходимости устранения неоднозначностей в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень ЗЧВ и моделирование насыщенности, которые особенно ярко проявляются в процессе ЗД моделирования.