Создание цифровой геологической модели для уточнения строения продуктивного пласта D1вх пашийского горизонта по работам МОГТ 3D



Построение данной цифровой модели проводилось с целью уточнения строения участка работ. Для построения ЦГМ применялся пакет программного обеспечения Petrel. Построение ЦГМ проводилось по пласту Dlвх пашийского горизонта.

Создание ЦГМ проводилось в соответствии с Руководством по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

Исходными данными для построения геологических моделей являлись:

‒ фонд скважин участка;

‒ координаты устьев скважин;

‒ данные инклинометрии скважин;

‒ результаты корреляции разрезов скважин;

‒ результаты послойной обработки и интерпретации данных ГИС;

‒ данные об интервалах перфорации и результатов испытаний скважин;

‒ петрофизические модели коллекторов (петрофизические уравнения для всех подсчетных объектов);

‒ структурные карты по основным горизонтам;

‒ результаты интерпретации 3D сейсморазведки в виде структурных и карт параметров (построенных по результатам динамического анализа) по пластам.

В целом использовались данные 19 скважин.

Выбор площади моделирования для каждого из целевых объектов осуществлялся исходя из соображений полного охвата площадей нефтеносности и минимизации временных и ресурсных затрат на моделирование. Ввиду относительно небольшого размера участка работ, объемная сетка цифровой модели была построена в пределах границы всего участка, охваченного 3D съемкой.

Пласт Dlвх моделировался отдельным кубом. Для моделирования пласта были использованы данные по 19 скважинам, вскрывшим пласт.

Трехмерные геологические сетки построены с использованием геометрии XY regular, то есть все ячейки сетки имеют одинаковую длину и ширину в горизонтальной плоскости (50 м). Для всех пластов была выбрана двухреперная модель от кровли до подошвы пласта.

Каждый геологический объект по вертикали разбивался на множество элементарных слоев. Вертикальный размер ячейки составил 0,4 м, исходя из дифференциации разреза по ФЕС. Столь высокое разрешение необходимо для точного построения литологических границ и детального выделения тонких прослоев в объеме трехмерной модели. В таблице 1 приведена детальная информация о размерности построенной модели.

Все параметры привязаны в пространстве к стволу скважины. Стратиграфические границы пластов также заданы в привязке к стволу скважины.

Таблица 1

Размер геологической модели пластов

Пласт	Число ячеек ГМ	Размер ячейки ГМ, м
Dlвх	350  220  18 1 386 000 ячеек	50  50  0.4

Все параметры привязаны в пространстве к стволу скважины. Стратиграфические границы пластов также заданы в привязке к стволу скважины.

В структурном плане залежи продуктивных пластов относятся к пластовому типу. При построении структуры использовались данные сейсмической интерпретации, проведенной на участке, и абсолютные отметки пластов-пересечений скважин, в результате чего были уточнены контуры залежей.

Абсолютные отметки вскрытия пласта рассчитывались по данным инклинометрии каждой скважины и координатам устья скважины.

Контур водонефтяного контакта получен пересечением структурной карты кровли коллектора с поверхностью ВНК.

Вертикальное разбиение трехмерной модели на ячейки выполнялось пропорционально между кровлей и подошвой пласта, что является допустимым вследствие относительной выдержанности общей стратиграфической толщины пласта.

На рисунке 1 представлен структурный каркас по пласту DIвх.

Для наполнения свойствами проведено осреднение скважинных данных в ячейки структурной сетки, через которые проходит траектория скважин. Процесс осреднения скважинной интерпретации контролировался визуально в разрезе, и с помощью сопоставления статистических параметров — среднего значения, гистограмм распределения конкретного свойства по каротажу и осредненного в модели.

Рис. 1. Структурный каркас по пласту DIвх

Перед непосредственным моделированием литологической модели (модель «коллектор-неколлектор») распространением свойств был проведен статистическийанализ на предмет влияния данных друг на друга в зависимости от расстояния в горизонтальной плоскости, а именно, были построены карты горизонтальных вариограмм песчанистости по пласту D1вх, из которых были выявлены азимуты главных полуосей вариограмм.

Куб литологии строился методикой определения в каждой ячейке объемной сетки признака «коллектор-неколлектор». Литология строилась по интерполяции дискретной кривой индекса литологии методом Усеченного Гауссова моделирования, который позволяет моделировать системы, в которых важен порядок расположения фаций и при этом хорошо воспроизводит их соотношение.При этом в данном методе фациального моделирования учитываются важные характеристики пространственного взаимоотношения данных — вариограммы, а также горизонтальные и вертикальные вероятностные кривые и 2D тренды.

В качестве горизонтальных трендов были выбраны карты песчанистости (NTG — Net to Gross), построенные по результатам динамического анализа.

После получения куба литологии, были получены геологические разрезы. На рисунке 2 показан полученный куб литологии и геологический разрез по пласту D1вх.

Рис. 2. Пласт DIвх: а) общий вид результирующего куба литологии; б) фация «коллектор», в) геологический разрез

В полученном кубе литологии проводилось распределение пористости (PHI).

При распределении куба пористости использовался метод KrigingInterpolation, с двумерной картой среднего коэффициента пористости по данным динамического анализа в качестве тренда. Интерполяция коэффициента пористости проводилась только в коллекторах с учетом вертикального распределения пористости в коллекторе пласта, построенной по данным РИГИС в скважинах (Рис. 3)

Куб проницаемости был получен пересчетом из куба коэффициента пористости по принятым петрофизическим зависимостям (Рис. 4).

Рис. 3 Итоговый куб пористости

Рис. 4. Итоговый куб проницаемости

Достаточно эффективным методом прогнозирования насыщения в ячейках модели, основанным на важной роли капиллярных сил при установлении равновесия и движении жидкостей в пористых средах, является использование зависимости J-функции Леверетта от коэффициента водонасыщенности. В основе метода оценки распределения водонасыщенности по мощности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами.

Так как нефтенасыщенность обратная величина водонасыщенности, то она также зависит от фильтрационно-емкостных свойств пород (пористостии проницаемости) и гравитационной составляющей. В качестве тренда в данной работе использовался вспомогательный куб (аналог J-функции, который рассчитывался путем произведения параметра Abovecontact (куб высоты ячейки над контактом) и √ Кпрон/Кпор. Такой способ позволит обеспечить полное соответствие скважинным данным и воспроизвести переходную зону в соответствии с J-функцией. В качестве параметра Abovecontact использовано «зеркало свободной воды», величина условно на 3–5м ниже уровня ВНК, на котором нефтенасыщенность равна 0.

Окончательная корректировка модели проводилась визуальным контролем на вертикальных слайсах кубов индекса насыщения, литологии и пористости.

В детальных трехмерных моделях первоначально запасы рассчитываются для каждой ячейки. Для этого рассчитываются несколько кубов параметров объемов: геометрического объема ячейки, эффективного объема ячейки, порового объема ячейки объема углеводородов в пластовых условиях. Кроме этого задаются поверхности контактов и границы, в которых проводится подсчет запасов. Если ячейка рассекается поверхностью контакта, то ее объем считается только выше (или ниже) контакта. Если граница подсчета запасов проходит через ячейку, то объем рассчитывается только внутри полигона. Суммированием указанных значений в ячейках модели получены объем нефтенасыщенного коллектора (V_NRT), объем порового пространства нефтенасыщенного коллектора (V_NPT), объем нефти в пластовых условиях (V_NFPT)_. При расчетах также определялись площади соответствующих полигонов (S).

Средние параметры по каждой зоне рассчитывались по формулам:

Н_эф.нср = V_NRT /S; (1)

К_пср = V_NPT/ V_NRT; (2)

К_нср = V_NFPT/V_NPT. (3)

Расчет средних параметров, таким образом, эквивалентен способу расчета взвешиванием по объему (объемный метод). При этом исключаются систематические ошибки, связанные с наличием корреляционных связей между подсчетными параметрами и приводящие к занижению или завышению средних значений.

Литература:

1. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984.
2. Попова C. B. Отдел региональной геологии — Сейсморазведочные работы МОГТ-3D на Приикской площади,2014–175 с.
3. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочное издание под редакцией В. М. Добрынина. М.:, Недра, 1988.
4. Латышова М. Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1991.
5. Левянт В. Б., Ампилов Ю. П., Глоговский В. М. и др. Рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2Д, 3Д) для подсчета запасов нефти и газа. Технологии сейсморазведки 3/2006. М. 2006.