Татьяна юрьевна построение цифровой модели пористости гранитоидного коллектора по данным сейсморазведки и гис для оценки геологических запасов нефти

На правах рукописи

УДК 550.831 ЛУКИНА ТАТЬЯНА ЮРЬЕВНА ПОСТРОЕНИЕ ЦИФРОВОЙ МОДЕЛИ ПОРИСТОСТИ ГРАНИТОИДНОГО КОЛЛЕКТОРА ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ И ГИС ДЛЯ ОЦЕНКИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ Специальность 25.00.10 Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва – 2008 2

Работа выполнена на кафедре ядерно-радиометрических методов и геоинформатики РГГРУ.

Научный консультант: доктор физико-математических наук, профессор Лухминский Б.Е.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор Афанасьев В.С. (РГГРУ) кандидат технических наук Каплан С. А. (ВНИИГеосистем)

Ведущая организация: ООО “Геофизическое партнерство”

Защита состоится “23” октября 2008г. в 16 ч. 00 мин. на заседании Диссертационного Совета Д.212.121.07 в Российском Государственном Геологоразведочном Университете по адресу: 117997, Москва, ул. Миклухо Маклая, д. 23, РГГРУ, ауд. 6-38.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке РГГРУ.

Автореферат разослан “ 22 ” сентября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук, профессор Каринский А.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы В диссертации рассматривается нетрадиционный коллектор нефти, представляющий собой гранитоидное тело с чисто трещинной и каверново трещинной пористостью. Изучаемый объект расположен на шельфе Южно Китайского моря. Мы будем называть его – объект ВН.

На месторождении ВН с момента открытия залежи в фундаменте было выполнено четыре подсчета запасов (ПЗ), три первых приводили к последовательному увеличению запасов нефти. Четвертый ПЗ был выполнен в 2002г. на основе 3D сейсморазведки, но без построения детальной трехмерной цифровой геологической модели (ЦГМ), которая позволяет спрогнозировать распространение коллекторов в межскважинном пространстве и более корректно подсчитать геологические запасы.

Основной причиной столь частого проведения пересчета запасов явилось то, что результат эксплуатации объекта каждый раз опровергал принятые концепции геологического строения залежи фундамента. Начальные оценки параметров недостаточно корректно учитывали особенности этого уникального объекта (в частности, величину трещинной пористости и ее распространения в объеме залежи, величину проницаемости и др.).

Помимо сложности определения геологического строения данного месторождения существует серьезная технико-экономическая проблема, требующая надежной оценки извлекаемых запасов. В течение 20 лет эксплуатации добываемая нефть вывозится на переработку в соседние страны (в основном, в Японию), что влечет серьезные финансовые потери для страны владельца (по сравнению с переработкой на месте). И все эти 20 лет обсуждается вопрос о строительстве нефтеперерабатывающего завода, который должен быть обеспечен запасами на долгую перспективу.

Все это создало предпосылки для построения геолого-технологической модели залежи в фундаменте, как основного объекта разработки, с участием ОАО “ЦГЭ”.

Построение ЦГМ для объекта ВН осложняется рядом особенностей, не характерных для месторождений в осадочном чехле. В связи с этим обстоятельством возникла необходимость в разработке новых методик и алгоритмов для изучения объектов данного типа, формулировки заново таких вопросов, как стандартный комплекс каротажа, оптимальный для изучения месторождений с коллектором в кристаллических породах фундамента, уточнение применяемых петрофизических связей, методики подсчета запасов и т.д.

Актуальность данного исследования определяется тем обстоятельством, что в последние годы число месторождений, подобных ВН, увеличивается. Еще несколько десятков лет назад в магматических породах фундамента нефть не искали. Однако в настоящее время, поскольку месторождения в осадочных чехлах постепенно исчерпывают свои ресурсы, проводят бурение скважин на фундамент. В Западной Сибири развернулась разведка пород доюрского фундамента, которые включают кислые магматические породы. Открыто около 60 новых месторождений, причем некоторые из них уже эксплуатируются.

Цели работы Создание методики выделения интервалов притока на основе широкого комплекса геофизических методов.

Построение куба пустотности для ЦГМ и оценка запасов детерминированным и вероятностным методами.

Основные задачи исследования 1. Анализ качества исходных каротажных материалов, полученных различными сервисными компаниями, на предмет их использования для подсчета запасов.

2. Выбор информативного комплекса ГИС для выделения различных петротипов гранитоидного массива и интервалов притока.

3. Сопоставление результатов обработки литологических и сканерных методов ГИС для независимой оценки величины пористости.

4. Построение куба пористости в ЦГМ с использованием сейсмических атрибутов и методов геостатистики. Оценка погрешности построений.

Научная новизна 1. Впервые для объекта ВН проанализирован комплекс каротажа, расходометрии и термометрии с целью определения алгоритма выделения перспективных интервалов (интервалов возможного притока нефти), в том числе в скважинах, где замеры PLT отсутствуют.

2. Впервые для нетрадиционного коллектора в гранитоидах (объект ВН) совместно со стандартным комплексом ГИС рассмотрены результаты интерпретации сканерных измерений (FMI), что позволило надежно оценить трещинную пористость коллектора.

3. При создании цифровой геологической модели объекта ВН впервые куб пористости был построен с применением методов геостатистики, в частности, СКК (совместный кокригинг).

Защищаемые положения 1. Предложенный комплекс ГИС (КПНКТ, ГГКП, ГК, АК, ФЭП), обоснованный на материалах более чем ста скважин, является оптимальным для выделения перспективных аномальных интервалов в гранитоидном коллекторе, необходимых для дальнейшего использования при построении гидродинамической модели.

2. Построение параметра пористости в цифровой геологической модели для объекта с коллектором трещинно-кавернозного типа помимо результатов обработки ГИС требует использования результатов интерпретации данных 3D сейсморазведки, что позволяет повысить достоверность геологической модели, при этом в качестве метода интерполяции целесообразно применение геостатистического метода – совместного кокригинга.

3. Совместное применение детерминированного и вероятностного методов для оценки геологических запасов нефти позволяет впервые получить количественную оценку доверительных интервалов погрешностей геологических запасов нефти для месторождений с коллектором трещинно-кавернозного типа.

Практическая ценность Результаты работ автора были использованы и включены в отчет по построению постоянно-действующей геолого-технологической модели залежи нефти в кристаллических породах фундамента объекта ВН 2004г. Построенные автором кубы трещинной и каверновой пористости были включены в геологическую модель и использованы при подсчете запасов. Статистический анализ данных, полученных в результате обработки замеров микросканера FMI, был использован для выделения основных направлений проницаемых зон (уточнение параметра проницаемости). Полученные интервалы притока были использованы при адаптации скважин в фильтрационной модели, построенной для объекта ВН отделом гидродинамического моделирования ОАО “ЦГЭ”, что позволило более корректно спрогнозировать динамику добычи жидкости в скважинах и в целом повысить точность всей фильтрационной модели.

Апробация работы Основные и практические работы докладывались и обсуждались на IV, VII и VIII Международных конференциях “Новые идеи в науках о Земле”, на Международной нефтегазовой технической конференции SPE (2006г.) и на Научно-практической конференции “Ядерная геофизика – 2004”.

По теме диссертации опубликовано 8 работ.

Структура и объем диссертации Диссертация состоит из введения, 3 глав и заключения и содержит страницу, в том числе 70 рисунков и 5 таблиц. Список литературы включает 68 наименований.

Благодарности Над выполнением данного комплекса исследований работал большой коллектив специалистов ОАО “ЦГЭ” с участием автора данной работы (с 2003г.) и дипломников РГГРУ 2005-08 гг.: В.Смирнова, М.Белянушкиной, Н.Кривоконевой, А.Лапо, И.Мартынюком, Ю.Антоновой, Е.Шапошниковой и др. Автор руководил их дипломной практикой со стороны ОАО “ЦГЭ” при научном руководстве проф. Б.Е.Лухминского. Некоторые материалы диссертации обработаны совместно с Р.Б.Сержантовым. Автор благодарит сотрудников ЦГЭ: А.С.Кашика, Г.Н.Гогоненкова, М.Л.Лейбина, М.Ю.Ахапкина, И.М.Чуринову, Е.Г.Арешева, Е.В.Ковалевского, А.Г.Авербуха, В.Л.Шустера, В.Б.Левянта, Е.Г.Привалову, Г.А.Габисиани, М.В.Устовицкого, Н.А.Федчук и многих других за полезные обсуждения и помощь в работе. Для автора диссертации были исключительно полезны советы В.Д.Епишина.

Особую признательность и благодарность автор выражает Величкиной Н.Ф. за помощь, интересные идеи и полезные советы.

Автор благодарит своего научного руководителя – профессора Лухминского Б.Е. – за помощь, терпение и понимание.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулирована цель и определены основные задачи исследования, указаны методы решения поставленных задач, изложены научная новизна и практическая значимость работы, представлены защищаемые положения.

Глава1. Исходные геологические сведения и история разработки залежи Построение геологической модели для залежи нефти в магматических породах – нетривиальная задача, поскольку объект имеет ряд особенностей, не свойственных пластовым месторождениям осадочного чехла. Применение стандартных методик, разработанных в основном для слоистых залежей нефти, некорректно, так как результат будет противоречить геологическому строению объекта. В связи с этим возникает необходимость применения специальных методов для построения модели, которые позволят максимально учесть все особенности данного месторождения.

Объект ВН расположен в центральной части крупной впадины, площадью более 20 000км2, расположенной на шельфе Южно-Китайского моря. Глубины моря в пределах впадины составляют 50-60м. Фундамент преимущественного верхнеюрского–верхнемелового возраста, сложен кислыми интрузивными породами.

Геофизическими работами, преимущественно сейсморазведкой, в пределах региона было открыто более 50 структур, представляющих определенный интерес с точки зрения возможной нефтегазоносности. На 12 наиболее интересных из них были пробурены скважины, в результате чего был открыт ряд месторождений нефти и газа. Рассматриваемый в данной работе объект ВН является наиболее крупным объектом этого района (Арешев Е.Г., 1997).

Структура фундамента, с которым связано месторождение, представляет собой горстообразный выступ сложного строения, размером 22 9км. Выступ осложнен локальными структурами, к которым отнесены три блока месторождения - Южный, Центральный и Северный. Центральный блок, в отличие от Северного и Южного, сложен относительно однородными породами кислого состава. Здесь располагается большая часть высокодебитных скважин (которые обеспечивают 90% добычи). На Северном блоке дебиты скважин низкие. Южный свод недостаточно освоен, число скважин не превышает шести.

Выступ разбит серией крупных разломов в основном субмеридиального простирания и подчиненных субширотных разломов. Кроме того, существует большое количество трещин – следствие различных геологических процессов (рис.1). Часть трещин впоследствии залечена вторичными минералами Рис.1 Система трещин, сформировавшихся в (кальцит, цеолит и др.) и период кристаллизации и охлаждения является непроницаемой.

магмы (по Г.Клоссу) Другая часть сохраняет высокую проницаемость. Трещины создают аномальные зоны, однако только проницаемые трещины создают перспективные зоны. По генезису трещин, а также геометрическому расположению их в массиве и относительно вмещающей структуры, можно читать историю геологического развития месторождения, восстанавливать направления действовавших тектонических сил и характер существовавших ранее деформаций (сжатие, растяжение, сдвиг и т.д.). Комплекс ГИС должен выявлять эти зоны.

При анализе геологического строения выступа фундамента, с которым связан объект ВН, было выделено четыре вида пустотного пространства, различающихся фильтрационными и емкостными свойствами. Рис. иллюстрирует схему выделения этих типов. Более детальное описание приведено в тексте диссертации.

Наиболее важная информация о геологи ческом строении объекта получена в результате анализа истории разработки залежи. В 1988г. скважина ХХМСП-1-1 случайно открыла крупную залежь нефти в гранитоидах Рис.2 Схема выделения типов пустотного пространства фундамен-та. В настоящее время фундамент является здесь основным промысловым объектом.

По состоянию на 01.01.06г. на залежь пробурено 173 скважины, в добывающем фонде находятся 77 скважин.

По структурным особенностям и результатам эксплуатации площадь месторождения разделена на два блока: Северный и Центральный.

Наблюдаются заметные различия продуктивности в пределах блоков. Об этом свидетельствуют все исследования, проведенные на объекте. Северная и восточная части залежи, отнесенные к Северному Блоку, характеризуются низкими коэффициентами продуктивности. Наибольшие дебиты достигаются в западной и юго-западной частях Центрального Блока.

Следует отметить, что в залежи фундамента присутствие пластовой воды не установлено, естественный ВНК отсутствует. Пластовая вода находится в связанном состоянии, с насыщенностью ниже предела подвижности.

Закачка морской воды была начата в июне 1993г. Она производилась в интервалы ниже 4000м. Первые признаки обводненности появились лишь спустя 2 - 3 года от начала закачки воды в залежь.

Интегральный показатель обводненности продукции в течение всего состоявшегося периода разработки оставался низким. Это объясняется распределением закачиваемой воды в основном в приподошвенной части залежи, а так же успешно проводимыми мероприятиями на скважинах – остановка скважин, установка цементных мостов, перевод интервалов закачки в подошвенную зону пласта.

Характерные особенности заводнения залежи фундамента (большие объемы закаченной воды и небольшой накопленный отбор ее вместе с нефтью), а также особенности динамики обводнения добывающих скважин указывают на необходимость выявления механизма выработки нефти (уточнение гидродинамических связей блоков). К настоящему времени сложились следующие представления об этом процессе:

1. Закачиваемая вода в соответствии с гравитацией быстро фильтруется вниз и накапливается в пониженных частях рельефа подошвы залежи, и по мере подъема ИВНК достигает забоев добывающих скважин.

2. Закачиваемая вода попадает в зоны тонких протяженных трещин или в приразломные зоны, характеризующиеся высокой проницаемостью. По этим каналам обводнение добывающих скважин происходит быстро и может достигать высоких значений.

Особенностями эксплуатационных характеристик залежи нефти в кристаллическом фундаменте являются:

изолированность залежи (сверху – глиняная покрышка, с боков и снизу – плотные породы);

наличие системы тектонических нарушений;

значительная глубина залегания кровли (от 3050м);

большой этаж нефтеносности (более 1000м);

относительная условность нижней границы нефтенасыщения по подошве плотных пород;

высокая пластовая температура (более 1500 С);

отсутствие естественной воды;

присутствие в разрезе трещиноватых, трещинно-кавернозных и кавернозных коллекторов.

Глава2. Применение комплекса современных методов каротажа для выявления интервалов притока в нетрадиционных гранитоидных коллекторах нефти С каждым годом число месторождений в породах фундамента увеличивается, однако, проблемы, связанные с оценкой фильтрационно емкостных свойств пород-коллекторов, лишь обостряются. Стандартные методики обработки и интерпретации ГИС разработаны в основном для осадочных пород. На данный момент существуют несколько методик обработки ГИС в породах фундамента, изложенных, например, в обзоре В.Кошляка. Однако они не удовлетворяют геофизиков и геологов.

В данной главе ставится задача комплексной качественной интерпретации данных ГИС с целью выявления аномальных зон, которые с некоторой вероятностью могут быть интервалами притока. Данная задача несколько необычна для каротажника, она возникает в процессе построения гидродинамической модели для залежи, имеющей коллектор трещинного типа.

Некоторые скважины объекта описаны только стандартным каротажем. В этих условиях, когда невозможна однозначная локализация проницаемых интервалов, желательно дать экспертную оценку – определить вероятность выделения перспективного (проницаемого) интервала по каротажу.

Каротажный комплекс, который был проведен на месторождении, включает следующие методы: каротаж естественной радиоактивности ГК, спектрометрическая модификация гамма-метода K, Th, U, нейтронный каротаж по тепловым нейтронам КПНКТ, плотностной каротаж ГГКП, ФЭП, интервальное время акустического каротажа АК, удельное сопротивление двух зондов фокусированного бокового каротажа БК, МБК, кавернометрию ДС.

Несмотря на такой полный каротажный комплекс, проведенный на месторождении, существуют трудности, связанные с его интерпретацией.

Принципиальные трудности обработки данных ГИС на ВН:

• аппаратура, которая применяется при исследовании фундамента, разработана для изучения терригенных пород. Поэтому обработка ГИС для данного объекта требует более тщательного изучения с целью получения необходимой информации;

• значительная петрологическая неоднородность пород фундамента, сложная структура пустотного пространства, большое разнообразие генетически различных типов пустотного пространства в гранитоидных породах;

• важно отметить, что ни один из методов этого каротажного комплекса не обладает необходимым разрешением для выделения единичных трещин, апертура которых не превышает 1-2мм. Однако каротажный комплекс хорошо выделяет аномальные зоны повышенной трещиноватости, мощность которых колеблется от 1 до 20м. Часть этих зон (далеко не все) является проницаемой;

электрические методы малоинформативны из-за высокого общего • сопротивления пород, хотя в некоторых случаях аномальные зоны выделяются пониженным сопротивлением;

• стандартный комплекс каротажа, используемый в России (например, в Западной Сибири) и хорошо себя зарекомендовавший, не работает на месторождении с коллектором в магматических породах. Кривая ПС не интерпретируема;

• не выявлены закономерности связи кривых ГК с аномальными зонами.

Кривые НКТ выделяют аномальные по пористости зоны, однако у большинства специалистов нет уверенности, что пористость определена правильно (корректно внесены все поправки за диаметр, литологию и т.д.).

Дополнительные трудности при интерпретации связаны с тем, что представленный каротажный материал был не всегда удовлетворительным. Отсутство вали марки приборов, скорости проведения каротажа, мощности источников излучения и другие параметры, совершенно обязательные для интерпретации по действующим каротажным инструкциям.

Это снижало качество интерпретации.

На рис.3 представлены кривые ГИС для скв.ХХ1. При выделении аномальных зон главными методами были КПНКТ и ГГКП. Остальные методы применялись в качестве вспомогательных, для получения дополнительной информации. Например, выделение петротипов пород осуществля лось с помощью ГК и СГК (рис.4);

с помощью метода ФЭП выделялись зоны, подверженные вторичной минерализации.

АК и БК использовались для выделения коры выветривания и зон крупных Рис.3 Комплекс ГИС для скв.ХХ1 разломов.

Помимо стандартных каротажных методов в 23 скважинах выполнены измерения электрическим микросканером FMI (Formation Micro Imager) и DSI (Dipole Sonic Imager). Имеющиеся результаты интерпретации включают:

• апертуру различных типов трещин [cм];

• плотность различных типов трещин [1/м];

• углы наклона и азимуты различных типов трещин [град];

• оценку пористости [м3/м3];

• скорость затухания волны Лэмба-Стоунли [dB/м].

b) a) ХХ ХХ Рис.4 Примеры гистограмм ГК (ГАПИ) для некоторых скважин Электрические картины, полученные приборами FMI, с помощью специальных программ пересчитываются в пористость породы: трещинную и каверновую. Был проведен анализ результатов интерпретации сканерных измерений и сопоставление нейтронной и сканерной пористостей (рис.5,6).

Рис.5 Сопоставление кривых нейтронной и сканерной пористостей для скв.ХХ В результате анализа на некоторых интервалах коэффициент корреляции между нейтронной пористостью и пористостью по FMI достигает значения 0.95, тогда как по отдельным скважинам на всем интервале коэффициент корреляции принимает значения 0.3-0.7.

Пористость по FMI Пористость по КПНКТ Рис.6 Гистограммы распределений пористостей по КПНКТ и FMI Также анализ показал, что имеет место смещение средних величин пористости по FMI и КПНКТ в сторону увеличения пористости по FMI. Это смещение сохраняется как по всему разрезу, так и при разбиении разреза на литотипы.

Приборы FMI позволяют выделять несколько типов трещин, которые отличаются размерами, ориентацией и протяженностью. Однако не все из них мы можем учесть при построении геологической, а впоследствии и гидродинамической модели. Точнее, мы можем учесть только три из них:

• трещины средних размеров, которые могут образовывать гидродинамически связанные системы и являются проводящими;

• каверны и мелкие хаотичные трещины, которые образуют емкость;

• залеченные трещины, которые не являются проницаемыми.

Для более детального изучения фильтрационных свойств пустотного пространства в массиве на месторождении в 70 скважинах был проведен еще один вид исследования – каротаж действующих скважин PLT (Production Log Tool), выполненный приборами фирмы Sondex. Данный вид каротажа проводится только в обсаженных скважинах, все методики интерпретации разработаны с учетом этого. Сложность заключается в том, что на объекте ВН практически все скважины имеют открытый ствол, соответственно, каротаж проводился, в необсаженном стволе и включал 4-5 проходов вверх и вниз на различных диаметрах штуцера (в отличие от стандартных 3 проходов по инструкции Sondex). Поскольку в необсаженном стволе существует много физических явлений, не характерных для обсаженных стволов, то результаты обработки не всегда физически адекватны.

В работе применялись результаты измерений двух методов – термометрии и расходометрии. Проведение термометрии в закрытой скважине и в работающей скважине при различных режимах эксплуатации позволяет, в принципе, выделить интервалы притока. Положительная аномалия свидетельствует о притоке в скважину флюида из зоны, расположенной ниже глубины притока, отрицательная – из зоны, расположенной выше глубины притока. Однако для трещин с небольшим значением апертуры показания на кривой термограммы изменяться незначительно.

В результате стандартной обработки данных измерений расходомера строят кривую продуктивности (рис.7, кривая синего цвета). Как видно на рисунке, формальное вычисление параметра продуктивности дает расходящиеся величины. Это легко объяснить неровностями стенок скважин, кавернами, наличием газа и т.д. Поэтому применялся несколько другой подход, в результате которого рассчитывался параметр – число оборотов крыльчатки в неподвижном приборе (рис.7). Эта величина имеет вполне определенный физический смысл. Поток из трещины увеличивает скорость вращения крыльчатки, следовательно, резкое изменение числа оборотов могут указывать на наличие трещины (или зоны разуплотнения) по которой движется флюид.

Данный вид исследования свидетельствует о неоднородности притока жидкости в скважину. Выделяются зоны (интервалы) интенсивного притока и интервалы с отсутствием его, либо достаточно слабого притока, ниже порога чувствительности приборов.

Рис.7 Кривые, полученные в результате обработки измерений каротажа продуктивных скважин PLT Решение основной геофизической задачи поставленной в этой главе автор видит в поиске связей между показаниями трех комплексов каротажа:

традиционным стандартным комплексом ГИС, измерениями микросканера FMI и каротажем эксплуатационных скважин PLT. На этом основан предлагаемый алгоритм выделения продуктивных зон в скважине. С помощью полученного алгоритма появляется возможность выделения зон притока там, где кроме каротажных измерений нет никакой информации. Следует отметить, что данный каротажный комплекс (ГИС, PLT, FMI, DSI) совместно подвергнут обработке впервые. До этого материалы анализировались раздельно.

Полезным новым элементом комплексной интерпретации являлись предложенные на кафедре ЯРМ многомерные (в частности, 3Д) кроссплоты ГИС (рис.8). Этот подход не дает однозначного разделения Рис.8 Примеры 3Д разделения объектов по комплексам ГК, объекта по СГК, ГГКП, КПНКТ признакам, но облегчает комплексную интерпретацию.

Глава3. Особенности построения элементов геологической модели для коллекторов нетрадиционного типа Назовем цифровой геологической моделью (ЦГМ) функцию трех переменных, заданную в координатах X, Y, Z, каждая ячейка пространства которой характеризуется вектором переменных (литологии, значениями фильтрационно-емкостных свойств пород). Модель служит представлением в цифровом виде наших знаний о строении продуктивных объектов и вмещающих их пород. Геологическая модель является основой для подсчета запасов нефти и газа и построения фильтрационно-емкостной модели резервуара на этапе проектирования разработки и строительства месторождения. Знание детального строения геологической среды дает возможность эффективно управлять разработкой и учитывать текущие остаточные запасы. Часто результат разработки дает толчок к уточнению геологической модели.

Постоянно-действующая геолого-технологическая модель (ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке залежи в объеме резервуара.

Применение компьютерных ПДГТМ необходимо для повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений. При построении ПДГТМ инженер имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов. Создание ПДГТМ включает в себя три основных раздела:

Создание базы данных месторождения (залежи), которая содержит всю имеющуюся информацию об объекте;

Геологическую модель, построенную на основе геолого геофизической информации;

Фильтрационную модель, построенную на основе геологической модели и промыслово-технологической информации.

На отечественном рынке существует большое количество программных пакетов, используемых для создания ПДГТМ: Roxar (IRAP RMS, Res-VIEW II), Beicip-Franlab (Fraca, Athos), Paradigm (GeoSec 3D, Reservoir Navigator и др.), Schlumberger (Petrel, и др.), ЦГЭ (DV-Geo, DV-SeisGeo, INPRES) и др.

В диссертации кратко выполнен обзор двух из них (IRAP RMS и DV-SeisGeo), в которых параллельно создавалась ПДГТМ для объекта ВН.

Существует ряд трудностей связанных с построением моделей для месторождений в кристаллических породах фундамента, прежде всего потому, что большинство пакетов и методик разработано для залежей в осадочных породах, с характерным слоистым строением, гранулярной пористостью, наличием ВНК и т.п. Основные проблемы для объекта ВН:

• наличие большого количества нарушений, в том числе надвигов, что осложняет построение структурной поверхности кровли фундамента – верхней границы залежи;

• построение нижней границы залежи;

• установление закономерности распространения параметров, определенных в скважинах на весь объем модели и др.

На основе данных сейсмической модели в среде IRAP RMS была построена геологическая сетка с шагом: 25 25 10м до отметки 1100м от кровли, и 25 25 20м – ниже (рис.9). Размерность сетки составила 73 154 ячеек.

Рис.9. Геологическая сетка, отражающая геометрическое строение залежи в фундаменте В данной главе предлагается один из возможных вариантов решения задачи: расчета параметра пористости в каждой ячейке геологической сетки с использованием данных ГИС известных в 12 190 ячейках (скважинные данные) и данных сейсморазведки, известных во всех ячейках сетки.

Достоверность геологической модели зависит от количества и достоверности исходных данных. 3D сейсмические исследования являются важным источником, позволяющим получить информацию распределения физических свойств в объеме. Однако погрешность сейсмики составляет ± 50м. Естественно, что возникают трудности при сопоставлении данных сейсморазведки с данными ГИС, погрешность измерения которых не превышает 1м.

В главе3 предложены два способа построения куба пустотности. Первый способ основан на построении куба зональности, нахождении для каждой зоны уравнений регрессии, сопоставляющих параметру пористости на скважинах значения сейсмических атрибутов, и распространении скважинных данных на весь объем. Это стандартный способ построения, он имеет ряд преимуществ перед горизонтальной интерполяцией, использованной ранее для подсчета запасов. Однако ошибка при сопоставлении полученного результата с исходными данными превысила 75%.

В связи с этим был предложен второй способ построения куба пористости – с применением геостатистических методов, в частности, совместного кокригинга (СКК). Суть СКК заключается в том, что вблизи скважин решающую роль играют исходные данные (результаты обработки ГИС), а на удалении – вспомогательная переменная (результаты интерпретации данных сейсморазведки).

Скв.XX2 Вариограмма 0.006 1. АКФ 0. 0. 0. 0. 0.003 0. 0. 0. 0. -0. 0.000 -0. 0 50 100 150 200 Рис.10 Примеры построения АКФ и вариограммы для скважины ХХ Был проведен геостатистический анализ данных, в результате которого были построены:

по данным обработки ГИС – автокорреляционные функции (АКФ) и вертикальные вариограммы (рис.10);

по результатам интерпретации данных сейсморазведки – вариограммы в плоскостях параллельных поверхности кровли фундамента. В результате построений были рассчитаны угол и коэффициент анизотропии среды, угол анизотропии совпал с азимутом простирания основных разломов выявленных в результате интерпретации сейсмической информации.

Были получены b) a) значения переменных, необходимых для использования методов геостатистики (радиус и порог вариограмм, коэффициент анизотро пии и др.) Результаты расчета параметров трещинной и каверновой пористостей методом СКК представлены на рис.11.

Сравнительный анализ Рис.11 Кубы трещинной (a) и каверновой (b) пористостей, рассчитанные методом СКК между полученными кубами показал ряд преимуществ использования метода СКК.

В заключении главы получены оценки начальных геологических запасов.

Наряду с детерминированным методом был применен вероятностный метод, для которого были построены распределения общей пористости и эффективных нефтенасыщенных толщин.

На рис.12 представлена вероятностная функция распределения запасов, функция гарантированных запасов, и также нанесена оценка запасов, рассчитанная детерминированным методом.

Рис.12 Графики функций вероятности распределения запасов, полученные детерминированным и статистическим методами Заключение В работе получены следующие основные результаты:

1. На основе данных ГИС (КПНКТ, ГГКП, ГК, СГК, АК) для объекта ВН определены характеристики аномальных интервалов разреза в скважинах (зоны дробления, разломы, трещинные зоны, нарушения, зоны брекчий и т.д.). В работе показано, что аномальные интервалы целесообразно включать в гидродинамическую модель, поскольку они могут быть высоко проницаемыми.

Автором выполнен сопоставительный анализ пористости 2.

коллектора, измеренной стандартными методами ГИС и сканерами FMI. Показано, что имеет место смещение средних величин пористости по FMI и КПНКТ в сторону увеличения пористости по FMI. Это смещение сохраняется как по всему разрезу, так и при разбиении разреза на литотипы;

корреляция между нейтронной пористостью и пористостью FMI на отдельных интервалах достигает значения 0.95, тогда как средняя корреляция по разрезу принимает значения 0.3-0.7.

3. Анализ данных сканерных скважинных измерений (аппаратура FMI Schlumberger) показал, что свойства трещин, выделенных в массиве магматических пород объекта ВН на центральном и северном блоках, различны, что является следствием особенностей геологического строения и истории геотектонического развития.

Различие геометрических свойств трещин является причиной различия продуктивности блоков.

При построении геологической модели для данного объекта впервые 4.

были применены методы геостатистики (в частности, метод совместный кокригинг) для интерполяции петрофизических параметров, полученных по данным ГИС на интервалы между скважинами. В результате кубы трещинной и каверновой пористости были получены с привлечением данных 3D сейсмики.

5. Для объекта ВН впервые с привлечением статистических методов получены оценки погрешностей геологических запасов.

Опубликованные работы по теме диссертации 1. Лухминский Б.Е., Лукина Т.Ю., Сержантов Р.Б. Расширение компьютерных геофизических систем путем использования информации, полученной при эксплуатации скважин. Каротажник 8(121). Тверь. С.

73-78, 2004.

Лукина Т.Ю., Лухминский Б.Е. Сравнение данных стандартных методов 2.

ГИС и результатов обработки измерений микросканером FMI.

Каротажник 3(168). Тверь. С.3-8, 2008.

Лукина Т.Ю., Пузанова О.Н. Обработка геофизических данных в системе 3.

ГЕММА. IV Международная конференция “Новые идеи в науках о земле”. Москва. Апрель 2003.

4. Лукина Т.Ю., Сержантов Р.Б. Комплексная интерпретация современных ядерных методов каротажа для оценки фильтрационно-емкостных свойств нетрадиционных гранитоидных коллекторов нефти. Научно практическая конференция “Ядерная геофизика – 2004”. Санкт Петербург. Июнь-июль 2004.

Белянушкина М., Лапо А., Лукина Т. Особенности интерпретации 5.

каротажа на месторождении Белый Тигр. VII Международная конференция “Новые идеи в науках о земле”. Москва. Апрель 2006.

Лукина Т.Ю. Уточнение цифровой геологической модели месторождения 6.

Белый Тигр в системах DV-SeisGeo и IRAP RMS. VII Международная конференция “Новые идеи в науках о земле”. Москва. Апрель 2006.

Лукина Т.Ю. Использование комплекса современных методов каротажа 7.

для оценки фильтрационно-емкостных свойств нетрадиционных гранитоидных коллекторов нефти. Международная нефтегазовая техническая конференция SPE. Москва. Октябрь 2006.

Лукина Т.Ю. Применение геостатистики при создании геологической 8.

модели месторождения Белый Тигр. VIII Международная конференция “Новые идеи в науках о земле”. Москва. Апрель 2007.

Подпись автора: Лукина Т.Ю.

Отпечатано в РГГРУ Тираж 100 экз.

2008г.