Повышение достоверности подсчета запасов углеводородов (на примере месторождений Ямальской области Западной Сибири)

ПОВЫШЕНИЕ ДОСТОВЕРНОСТИ ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ

В.А. Скоробогатов, Е.Е. Поляков, А.В. Ахияров, А.А. Овчинников

Подсчет запасов углеводородов (УВ) - это комплексный процесс, основанный, в первую очередь, на совокупности накопленных знаний об объекте. Каждый из методов получения промысловогеологической и геофизической информации неизбежно несет в себе ряд разноуровневых неопределенностей. Это связано с тем, что помимо прямых методов изучения (отбор и изучение керна, прежде всего фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов, испытание пласта, отбор проб пластовой воды) большую часть занимают методы косвенные, связанные с дистанционным изучением объекта, а полученные результаты, в первую очередь, зависят от полноты и адекватности видения геологической картины и совершенства методического аппарата, применяемого при обработке исходных данных.

Достоверность подсчета запасов УВ функционально обусловлена погрешностями методов получения информации о геометрии залежей, продуктивных пластов-коллекторов и их параметров. В основе общей относительной погрешности подсчета запасов 8е лежат ошибки определения следующих величин в порядке убывания степени влияния:

• ошибка площади залежи (8^);

• ошибка средневзвешенной по площади эффективной нефтегазонасыщенной толщины (8Яэф);

• ошибка Кп средневзвешенного по толщине (8Кп);

• ошибка Кг средневзвешенного по толщине (8Кг);

• ошибка пересчетного коэффициента (80).

Общая относительная погрешность подсчета запасов определяется как

При подсчете запасов в качестве истинных величин принимают значения параметров, определенных прямыми методами (исследование кернового материала, опробование пластов), а результаты косвенных исследований используют в функциональной связи с ними, что приводит к возникновению погрешностей статистических зависимостей.

Погрешность структурного плана во многом зависит от разведанности залежи, месторождения. При доразведке на многих месторождениях не подтверждаются конфигурация переферийных частей и положение внешнего контура продуктивности (от упрощенного структурного плана к существенно более усложненному). Ошибки интерполяции - невыявленные внутризалежные зоны замещения и/или глинизации коллекторов - проявляются значительно реже. Уровень погрешностей в оценке площади залежи составляет в среднем для категории запасов С 2,5 %, при максимальных значениях, например, для неокомских отложений Западной Сибири - до 10 % [1, 2, 3].

Погрешность оценки эффективных газонасыщенных толщин определяется вертикальной разрешающей способностью методов ГИС, неточностью учета доли непроницаемых глинистых прослоев для тонкослоистых коллекторов (песчанистости), погрешностями в определении нижних пределов коллекторов, а также зависит от точности определения высотного положения кровли пласта (залежи) и газоводяного контакта (ГВК), а также от изменчивости коэффициента песчанистости по залежи. Относительная погрешность оценки эффективных толщин в среднем составляет около 3 %, при этом погрешность оценки отметки ГВК, например, для неокомских залежей составляет в среднем 0,15 %, максимальная погрешность - 0,5 % (на глубине 3000 м - в среднем ±4,5 м, максимальная - 16 м) [1, 3].

Достаточно значительную неопределенность вносит негоризонтальное положение ГВК на ряде залежей.

Погрешность оценки Кп по результатам геофизических исследовании скважин (ГИС) определяется относительной погрешностью измерения геофизического параметра и относительной погрешностью связи типа «керн-ГИС». Относительная погрешность составляет в среднем (С1) 5,5 %.

Погрешность оценки газонасыщенности по ГИС обусловлена погрешностью в определении параметра пористости (Рп), погрешностью в определении пористости, а также погрешностью пет-рофизической зависимости относительного сопротивления Ро = /(Жв) при определении объемной влажности (Жв). Относительная погрешность составляет в среднем (С1) 3,5 %.

Оценка пересчетного коэффициента определяется по формуле 5е = ^52Рт + 5^, + 5^ , где 8Рпл - относительная ошибка определения пластового давления, равная 0,135 %; 8а - относительная ошибка поправки на отклонение сжимаемости реальных газов от закона Бойля-Мариотта, равная 0,10 %; 8у - относительная ошибка вычисления температурной поправки, равная 0,31 %.

В научной литературе погрешности в оценке запасов нефти и газов обсуждались и были установлены следующие достаточно реальные диапазоны:

• категория А - до 10 % от объема запасов;

• категория В - не превышает 15 %;

• категория С1 - не превышает 25 %;

• категория С2 - изменяется в диапазоне 25-50 %.

Таким образом, можно сформулировать основные мероприятия, необходимые для повышения достоверности подсчета запасов углеводородов в порядке их значимости:

1. Повышение достоверности структурных построений по данным сейсморазведки 2D и 3D и результатов бурения.

2. Повышение достоверности выделения эффективных толщин по данным ГИС, керна, опробования.

3. Повышение достоверности петрофизических моделей коллекторов по данным исследований керна и параметров флюидов.

Проблема повышения точности структурных построений, например для Ямальской нефтегазоносной области (НГО), частично решена путем создания единой цифровой геолого-геофизической модели (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ОАО «СибНАЦ»). В созданной модели проведена единая корреляция отражающих горизонтов, принята единая скоростная модель, согласованы по глубине все структурные поверхности пластов-коллекторов и глинистых покрышек в пределах стратиграфических комплексов (ПК1-9, ХМ, ТП1-9, ТП16-26, НП1-10, БЯ10-22, Ю2_4, Ю7_9, Ю10_12).

Обобщение и комплексное интегральное использование накопленных данных сейсморазведки, ГИС, керна и опробования скважин в пределах единой цифровой модели строения Ямала делают модель эмерджентной, т.е. обладающей качествами, не присущими отдельным ее элементам. Таким образом, использование обобщенной модели при структурных построениях по объектам, входящим в ее состав, позволяет существенно повысить точность подсчета запасов по локальным площадям.

При этом следует отметить, что проведение дополнительных геолого-разведочных работ на месторождениях на основе сейсморазведки 3D и разведочного бурения также существенно повышает достоверность локальных структурных построений.

Вторая проблема - повышение достоверности выделения эффективных толщин, в особенности для тонкослоистых терригенных коллекторов неокома, в основном связана с недостаточной информативностью утвержденного и применяемого комплекса ГИС.

Так, в большинстве скважин выделение эффективных толщин песчаных и тонкослоистых пес-чано-алевролито-глинистых коллекторов в основном базируется на прямых признаках:

• наличие глинистой корки на стенке скважины;

• сужение диаметра скважины;

• отрицательная аномалия ПС;

• расхождение показаний разноглубинных электрических зондов;

• понижение показаний естественной гамма-активности (ГК).

Однако коллекторы, например сеноманских отложений, не всегда имеют вышеперечисленный набор признаков. Это связано, прежде всего, с тем, что в отложениях сеномана скважины имеют большой диаметр (0,270-0,394 м), поэтому снижается качество записи микрометодов (слабое прижимное усилие). Кроме того, сеноманские песчаники характеризуются слабой сцементированно-

стью, что приводит к осыпаниям особо рыхлых разностей и дополнительному увеличению диаметра скважины. Такая картина характерна для сеноманских отложений в целом. В связи с этим коллекторы в пласте ПК1 выделяются в основном по данным ПС с использованием граничного значения относительного параметра апс.

При отсутствии прямых качественных признаков, что обусловлено зачастую технологией бурения и условиями проведения ГИС, используются косвенные количественные критерии по пористости и проницаемости, соответствующие границе коллектор-неколлектор, полученные по петрофи-зическим связям «керн-керн», установленным по керну, например, в трех нефтегазоносных районах: Тамбейском, Нурминском, Южно-Ямальском (табл. 1).

Таблица 1

Граничные значения пористости для продуктивных горизонтов Ямала

Пласт К„г„, %

ПК, 23,0

группа ХМ 16,5

группа ТП1-6 14,6

группа ТП7—ТП131 13,2

группа ТП11И6 12,6

группа ТП17-23 11,6

группа ТП24-26 11,5

группа БЯ 10,8

Выделение литологии для коллекторов ограничено двумя литотипами: песчаник слабоглинистый (апс 1,0-0,7) и песчаник глинистый (апс 0,7-0,3). Величина апс в пределах менее 0,3 характерна для неколлекторов. Неглинистые песчаники по данным ГИС отличаются от глинистых песчаников (кроме величины апс) более низкими значениями ГК и НГК (НКТ), а также более резким изменением радиального градиента кажущихся сопротивлений на диаграммах БКЗ с различной глубинностью исследования.

Согласно [7], неконтролируемые погрешности определения глубин за счет растяжения кабеля составляют 1 м на 1 км ствола скважины, что при глубине залегания пласта 2500 м составляет ±2,5 м. Инструментальная погрешность определения абсолютных отметок с помощью инклинометров обусловлена погрешностью измерения зенитного угла. Для электрических инклинометров эта погрешность составляет ±30', для гироскопических - в 2 раза меньше, т.е. ±15'. С увеличением угла наклона и при углублении скважины погрешность расчета абсолютной отметки растет.

Допуски составляют значительную величину в пределах от ±2-5 м для субвертикальных скважин с удлинением до 30 м и до ±10 м - для скважин с удлинением до 300 м.

Выделение эффективных газонефтенасыщенных толщин практически ограничено одним способом - по величине удельного электрического сопротивления пластов с использованием граничных значений, установленных, например, для ряда месторождений: Южно-Тамбейского, Бова-ненковского, Харасавейского и Новопортовского (ПК1 > 7 Ом-м, ХМ - 7 Ом-м, ТП1-6 - 8-10 Ом-м, ТП8-16 > 10-11 Ом-м, БЯ1-2 - 10 Ом-м, БЯ5-8 - 10 Ом-м).

Таким образом, проблема выделения эффективных толщин решается по принципу аналогий, выбор которых при подсчетах и пересчетах запасов на других залежах и месторождениях не всегда достаточно обоснован.

Для повышения достоверности выделения эффективных толщин необходимо:

1. Предусмотреть при исследовании новых разведочных скважин обязательное включение в комплекс ГИС открытого ствола следующих высокоинформативных методов:

• определения характера насыщения - ВИКИЗ, ЯМТК;

• определения емкости коллекторов - ГГКп, МАК.

2. Предусмотреть отбор керна по технологии с сохранением остаточной водонасыщенности - это позволит повысить достоверность оценок критических значений удельных электрических сопротивлений, а также существенно уточнит стандартные зависимости Рп = /

для определения газонасыщенности по ГИС, а также позволит определить минерализацию остаточной воды и ее изменения в пределах залежи.

3. На базе единой цифровой геолого-геофизической модели разработать методику обоснованных аналогий как для критериев выделения эффективных толщин, так и для основных петрофизических зависимостей.

Третья проблема - повышение достоверности петрофизических моделей коллекторов по данным исследований керна и параметров УВ флюидов.

Эта проблема решается в рамках единой геолого-геофизической модели и по результатам дополнительного отбора керна и флюидов из разведочных скважин.

Определение пористости (например, для месторождений Ямала) производится по ограниченному числу методик:

• по зависимости Кп = /(апс);

• по зависимости Кп = /(ЛТ);

• по зависимости Кп = /(8ггкя).

Наиболее широко применяется зависимость Кп =/(апс) с расчетом опорных пластов по региональной зависимости В.Х. Ахиярова.

Коэффициент нефтегазонасыщенности коллекторов апт-барремских и готерив-валанжинских отложений Тамбейского НГР определяется по стандартной методике с использованием зависимостей параметра пористости от коэффициента открытой пористости и параметра насыщения от текущей водонасыщенности пород, построенным по керновым данным Южно-Тамбейского месторождения:

Группы пластов:

ХМ Рп = 1/Кп1-717 Рн = 1/Кв1

ТП1-ТП6 Рп = 1/Кп1'754 Рн = 1/Кв1

ТП7 -ТП13 Рп = 1/Кп1"91 Рн = 1/Кв

ТП14 -ТП16 Рп = 1/Кп1'6" Рв = 1/Кв

ТП17 -ТП23 Рп = 1/Кп1'744 Рв = 1/Кв

ТП24 -ТП26 Рп = 1/Кп1'753 Рв = 1/Кв

БЯ Рп = 1/Кп1'717 Рн = 1/Кв

Ввиду отсутствия соответствующих исследований по сеноманским и юрским отложениям Там-бейского НГР используются зависимости для аналогичных отложений Бованенковского месторождения:

Пласт ПК1 Рп = 1/Кп1А96 Рн = 1/Кв1445

Юрские отложения Рп = 1/Кп2 020 Рн = 1/К/'590

Удельное сопротивление пластовой воды (рв), необходимое для расчета рвп, определяется по минерализации законтурной воды и средней температуре пласта с учетом данных по соседним месторождениям (табл. 2).

Фактически исходными месторождениями для обобщения являются Южно-Тамбейское, Бова-ненковское, Харасавейское и Новопортовское.

Так, в настоящее время при нефтегазогеологическом районировании территория полуострова Ямал и прилегающих акваторий выделяются следующие нефтегазоносные районы: Малыгинский, Тамбейский, Сеяхинский, Нурминско-Харасавейский, Новопортовский, Байдарацко-Юрибейский. Также выделяются Каменномысская газоносная и предположительно газонефтеносная Южно-Ямальская (Щучьинская) зоны. В основе такого разделения лежит, в первую очередь, тектоническое строение региона. Однако для оценки коллекторских свойств необходима привязка к ФЕС коллекторов по месторождениям в соответствии с общим законом уплотнения. Авторами предлагается методика районирования, учитывающая тектонические и глубинные условия залегания коллекторов. В пределах тектонических блоков территория делится на зоны по глубине залегания продуктивных пластов и горизонтов.

Такое разделение было проведено по каждой из выделенных групп пластов, обладающих доказанной либо потенциальной продуктивностью. Исключение составили только группы пластов НП1-4

Таблица 2

Значения удельного сопротивления пластовой воды для групп продуктивных пластов Ямальского региона

Индекс пласта Температура пласта, °С Минерализация, г/л Удельное сопротивление пластовой воды, Омм

ПК1 18,0 8,0 0,84

ХМ 39,0 12,8 0,35

ТП1-ТП21 45,0 12,5 0,32

ТПз 47,0 12,5 0,31

ТП4 50,0 12,5 0,3

ТП51 50,6 12,5 0,3

ТП6 51,1 12,5 0,29

ТП7-ТП8 53,5 9,5 0,37

ТП9-ТПю0 54,8 9,5 0,36

ТП11 57,6 9,5 0,34

ТП12-ТП131 60,3 9,5 0,34

ТП14-ТП15 63,2 7,8 0,38

ТП16 64,0 7,8 0,37

ТП17 65,8 7,2 0,41

ТП18 67,5 7,2 0,4

ТП19 67,8 7,2 0,4

ТП191 68,7 7,2 0,39

ТП20-ТП201 71,5 7,2 0,39

ТП21 72,6 7,2 0,38

ТП22-ТП23 73,2 7,2 0,37

ТП24-ТП25 74,3 6,4 0,4

ТП26 77,5 6,4 0,39

БЯ 80,0 5,0 0,52

Ю 105,0 18,0 0,11

и НП5-10, вскрытые бурением только в разрезах Новопортовского месторождения и Юрседайской структуры.

Для выделения зон были использованы структурные карты по опорным отражающим горизонтам G, М’, М, В, Т1, Т4, полученные на основе интерпретации данных сейсмических исследований, как наиболее соответствующие группам пластов ПК1-9, ТП1-9, ТП16-26, ХМ, НП1-10, БЯ10_22, Ю2-4, Ю7-9, Ю10-12.

Ввиду того, что не каждая из групп соответствует конкретному отражающему горизонту, было решено произвести районирование нескольких групп на основе одной структурной поверхности. В табл. 3 представлено соответствие отражающих горизонтов группам пластов.

Таблица 3

Соответствие стратиграфических горизонтов границам опорных отражающих поверхностей,

принятое при выделении зон

Горизонт Отражающая поверхность

ПК1-9 G

ХМ6_ю М'

ТП1-15 М'

ТП16-26 М

БЯ10-23 В

НП1-4 В

НП5-10 В

Ю2-9 Т1

Ю10-12 Т4

Р2 А

Так как структурные карты по отражающим горизонтам несут в себе лишь информацию о глубинном распространении отражающих поверхностей в пределах полуострова, то для удобства работы эти карты совмещались с картой изученности глубоким бурением полуострова Ямал, и конечные границы зон наносились именно на нее.

Кроме того были получены обобщенные средние характеристики пластов-коллекторов по выделенным зонам - это эффективные толщины и коэффициенты песчанистости, пористости, газонеф-тенасыщенности, удельной продуктивности.

Установление петрофизических зависимостей для выделенных зон с учетом новых исследований керна позволит повысить достоверность оценок пористости, нефтегазонасыщенности их граничных значений, положений межфлюидных контактов и, как следствие, эффективных толщин, а в ряде случаев - контура продуктивности.

Выводы

1. Достоверность подсчетов запасов УВ существенно зависит от достоверности структурных построений и неравномерности распределения по территории исходной информации по керну, так как все оценки подсчетных параметров построены на методах аналогий.

2. Для повышения достоверности необходимо проводить согласование детальных моделей месторождений и единой структурно-литолого-флюидальной модели региона.

3. На основе предложенного зонального районирования с учетом глубинного уплотнения коллекторов и тектонического строения региона необходим мониторинг уточнения петрофизических связей с составлением соответствующих каталогов.

Список литературы

1. Скоробогатов В.А. Геологическое строение и газонефтеносность Ямала / В.А. Скоробогатов, Л.В. Строганов, В.Д. Копеев. - М.: Недра, 2004. - 352 с.

2. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Под ред. В.И. Пстерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко. - М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. - 260 с.

3. Боркун Ф.Я. Оценка достоверности подсчета запасов углеводородов неокомских отложений Западной Сибири / Ф.Я. Боркун, В.А. Попов, Н.А. Туренков, В.А. Филатов // Материалы Научнотехнического совета РАО «Газпром». - М.: 1997. - С. 23-24.

4. Коваленко В.С. Повышение достоверности оценки запасов газового конденсата // Материалы Научно-технического совета РАО «Газпром». - М.: 1997. - С. 11-15.

5. Фролов Е.Ф. О методах оценки степени достоверности параметров залежей нефти и газа / Е.Ф. Фролов, Р.А. Егоров, А.Я. Фурсов // Геология нефти и газа. - 1972. - № 3. - С. 31-36.

6. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа / Ю.П. Ампилов. - М.: ООО «Центральное издательство геофизической литературы» -«Спектр», 2008. - С. 233-252.

7. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. - М., 2001.