СПОСОБ КВАЗИТРЕХМЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНЫХ ГАЗО- И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
EFFECTIVE GAS AND OIL-SATURATED HYDROCARBONS DEPOSITS QUASI-THREE-DIMENSIONAL MODELING METHOD

Область техники.
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности, комплексной интерпретации данных бурения скважин и создания геологических моделей залежей углеводородов для подсчета их запасов, проектирования и мониторинга разработки.
Уровень техники.
В настоящее время добыча углеводородного сырья является основой экономического развития России. Запасы нефти и газа относятся к категории невозобновляемых, что выводит на первый план проблемы поиска новых и повышения эффективности освоения уже известных месторождений. Таким образом, вопросы качественного выполнения расчетов, необходимых для достоверного определения запасов углеводородного сырья и обоснованного проектирования геологоразведочных работ и последующей разработки залежей, сегодня становятся во главу угла.
Основным инструментом для оценки запасов нефти и газа и геологических рисков, связанных с точностью их определения, являются геологические модели. Однако применение существующих на данный момент методик их построения не всегда позволяет получать результаты, хорошо коррелируемые с концепцией, заложенной при их создании.
Следует отметить, что основным параметром залежи углеводородов, влияющим на величину их запасов, является продуктивный (газо- либо нефтенасыщенный, в зависимости от типа флюида) объем, который, в свою очередь, определяется интегрированием эффективных продуктивных толщин по площади залежи.
Известны различные способы прогноза эффективных продуктивных толщин в межскважинном пространстве: двухмерная интерполяция значений собственно толщин в скважинах, двухмерная интерполяция коэффициента песчанистости по продуктивной части пласта с последующим расчетом значений эффективных продуктивных толщин, трехмерное моделирование и использование прогнозных карт, полученных в результате площадных геофизических (в частности, сейсмических) исследований.
Интерполяция значений эффективных продуктивных толщин в настоящее время используется крайне редко, поскольку карты, получаемые с использованием данного подхода, не отражают особенностей структурного плана в пределах контура нефтегазоносности, что является серьезным ограничением для его применения в практике геологического моделирования.
Известен способ для оценки запасов углеводородного сырья при подсчете запасов. Состоит он из четырех этапов.
На первом этапе рассчитывается карта общих продуктивных толщин, при этом для массивных залежей операция выполняется путем вычитания абсолютных отметок (а. о.) кровли из а. о. поверхности межфлюидного контакта, а для пластовых дополнительно осуществляется учет толщин между поверхностью контакта и подошвой пласта.
На втором этапе определяется величина коэффициента песчанистости по продуктивной части пласта в скважинах, вскрывших моделируемую залежь, как отношение эффективной газонасыщенной толщины к общей газонасыщенной толщине.
На третьем этапе производится построение карты коэффициента песчанистости по продуктивной части пласта, то есть полученные на втором этапе значения в скважинах интерполируются с учетом значений на внутренних контурах нефтегазоносности.
На четвертом этапе проводится построение карты эффективных продуктивных толщин путем умножения карт, полученных на первом и третьем этапах.
Среди достоинств указанного метода можно отметить учет структурного фактора, простоту реализации и высокую скорость работы. Однако, существенным недостатком метода является то, что карты строятся лишь с учетом данных по скважинам, находящимся в пределах контура нефтегазоносности. Такое ограничение распространяется в том числе и на те скважины, которые находятся в непосредственной близости от залежи, например, на внешнем контуре нефтегазоносности либо вблизи от тектонических нарушений, экранирующих залежь. Такой упрощенный подход приводит к существенному искажению эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин (особенно для массивных залежей). Кроме того, велика вероятность получения значений эффективных газо- или нефтенасыщенных толщин больших, чем общие эффективные толщины, или, наоборот, настолько маленьких, что разница их и общих эффективных толщин, представляющая собой эффективные водонасыщенные толщины, не согласуется с общими водонасыщенными толщинами и т.п.Появление таких противоречий в модели может отрицательно сказаться не только на этапе подсчета запасов, но и при проектировании разработки залежей углеводородов, что вызывает необходимость дополнительного контроля со стороны геолога, осуществляющего создание модели. Также следует отметить несоответствие характера изменения значений эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин в межскважинном пространстве, полученных с помощью двухмерного моделирования, распределению коллекторов продуктивного пласта по вертикали, представляемому на геологических разрезах. Так, на фиг. 1 приведен модельный пример структурной карты (а) и разреза газовой пластовой залежи (б), вскрытой единственной скважиной. Очевидно, что на участках залежи, обозначенных на разрезе отрезками C-D, E-F, G-H, I-J и K-L, изменений значения эффективных продуктивных толщин не происходит ввиду выдержанности общих эффективных толщин пласта (отложения вскрыты одной скважиной, дополнительной информации нет) и отсутствия погружения пород коллекторов ниже межфлюидного контакта (фиг 1 и фиг. 2). Следовательно, карта эффективных продуктивных толщин данного пласта должна выглядеть «ступенчатой» (истинные толщины на фиг. 2), однако с помощью описанной выше методики такого результата добиться не удается (результат двухмерного моделирования на фиг. 2). Как видно, расчетные значения в этом случае в значительной мере не соответствует реальной картине распределения эффективных продуктивных толщин.
Описываемый способ нацелен на устранение недостатков известных способов моделирования эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин залежей углеводородов указанным ниже путем.
Раскрытие изобретения.
Задачей, на выполнение которой направлено заявляемое техническое решение, является повышение эффективности геологоразведочных работ и проектирования разработки месторождений нефти и газа.
Поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении достоверности прогноза одного из основных параметров залежей - эффективных продуктивных толщин, снижении рисков вскрытия новыми скважинами пластов с низкими коллекторскими свойствами и, следовательно, сокращении неизбежно сопутствующих этому материальных затрат, а также уменьшении техногенной нагрузки на окружающую среду.
Указанный технический результат достигается за счет того, что получают данные по всем скважинам с выделенными прослоями коллекторов и неколлекторов, карты кровли и подошвы моделируемого пласта по стратиграфии и коллекторам, а также карты межфлюидных контактов моделируемых залежей. Далее в скважинах пересчитывают абсолютные отметки кровли и подошвы отдельных прослоев коллекторов и неколлекторов, определенных по РИГИС, в нормализованные палеоглубины. Производится пересчет карт кровли и подошвы пласта по коллекторам, а также карт межфлюидных контактов в нормализованные палеоглубины. Создают карты коэффициента песчанистости для газо- и нефтенасыщенной частей моделируемого пласта. На последнем этапе рассчитывают карты эффективных газо- и/или нефтенасыщенных толщин путем умножения карт общих газо- и/или нефтенасыщенных толщин пласта на карты коэффициента песчанистости, построенные на предыдущем этапе.
При построении карт эффективных продуктивных толщин используется принципиально иной, нежели существующие, способ интерполяции коэффициента песчанистости по продуктивной части пласта в межскважинном пространстве: определение этого параметра по скважинным данным происходит в каждом узле цифровой сетки (карты) отдельно от других узлов исходя из относительного (по вертикали) положения границ пласта и межфлюидных контактов. В целом, принцип, лежащий в основе технического решения, напоминает способ разбиения по вертикали цифровой сетки трехмерных геологических моделей. Следствием этого является получение результатов, в значительной степени схожих с результатами трехмерного моделирования, что, по мнению авторов, дает основания для именования предложенной методики «квазитрехмерным моделированием». Здесь необходимо отметить, что время расчета модели по предложенной методике меньше затрачиваемого на трехмерное моделирование на один-два порядка.
Созданные с помощью предложенной методики карты эффективных продуктивных толщин пласта хорошо согласуются с принципиальными представлениями о конформном стратиграфическим границам пласта распределении прослоев коллекторов в разрезе.
Причинно-следственная связь между существенными признаками технического решения и заявляемым техническим результатом состоит в обеспечении более надежного (по сравнению с существующими методиками двухмерного моделирования) прогноза эффективных продуктивных толщин в межскважинном пространстве, что приводит к уточнению оценок запасов углеводородов, а также позволяет с большей уверенностью выбирать участки, благоприятные для размещения фонда скважин.
Предложенный способ был неоднократно использован при оценке запасов нефти и газа месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа, полученные результаты получали положительную экспертную оценку, а запасы были поставлены на Государственный баланс полезных ископаемых Российской Федерации.
Краткое описание иллюстративных материалов.
На фиг. 1 изображены структурная карта (а) и геологический разрез по линии А-А' (б) некоторой залежи.
На фиг. 2 изображено распределение эффективных продуктивных толщин по геологическому разрезу А-А'.
На фиг. 3 изображен преобразованный в нормализованные палеоглубины геологический разрез по линии А-А'.
Осуществление изобретения.
Построение карт эффективных продуктивных толщин основывается на использовании результатов интерпретации данных ГИС (геофизического исследования скважин) и опробований пласта. Разрез пласта в каждой скважине представлен чередованием проницаемых и непроницаемых прослоев (коллекторов и неколлекторов) различной толщины, каждый из которых имеет абсолютную отметку его кровли и подошвы, а также признак принадлежности к фации коллекторов или неколлекторов.
На первом этапе получают данные по всем (вскрывшим как продуктивные, так и водонасыщенные коллекторы) скважинам: координаты, альтитуды устьев, инклинометрию, результаты интерпретации данных ГИС (РИГИС) с выделенными прослоями коллекторов и неколлекторов, карты кровли и подошвы моделируемого пласта по стратиграфии и коллекторам, а также карты межфлюидных контактов моделируемых залежей (отдельно газожидкостный - ГНК и/или ГВК; отдельно водонефтяной - ВНК).
Р
Для перехода к следующим этапам расчетов необходимо ввести понятие нормализованной палеоглубины ([γ]). В общем случае она представляет собой положение некоторой а. о. относительно стратиграфических границ кровли и подошвы пласта:
Р
Р
где[γ] - нормализованная палеоглубина указанной а. о., [γ]∈[0;1];
[TVD]P - указанная а. о.;
P
[TS] - а. о. стратиграфической кровли пласта;
P
[BS] - а. о. стратиграфической подошвы пласта.
На втором этапе в скважинах пересчитывают а. о. кровли и подошвы отдельных прослоев коллекторов и неколлекторов, определенных по РИГИС, в нормализованные палеоглубины по формуле (1). После этого легко (с точки зрения автоматизации расчетов) определить значение коэффициента песчанистости любой части пласта в каждой скважине:
где  - коэффициент песчанистости выбранного интервала пласта в i-ой скважине;
t
γ - нормализованная палеоглубина кровли выбранного интервала пласта;
b
γ - нормализованная палеоглубина подошвы выбранного интервала пласта;
- сумма толщин прослоев коллекторов выбранного интервала пласта в i-ой скважине.
N - общее количество скважин, принимающих участие в моделировании.
На третьем этапе производится пересчет карт кровли и подошвы пласта по коллекторам, а также карт межфлюидных контактов в нормализованные палеоглубины по формуле (1) (каждый узел цифровой сетки в отдельности):
TC
Р
где [γ] - нормализованная палеоглубина кровли коллекторов пласта в узле сетки Р;
Р
[ТС] - а. о. кровли коллекторов пласта в узле сетки Р;
P
[TS] - а. о. стратиграфической кровли пласта в узле сетки Р;
P
[BS] - а. о. стратиграфической подошвы пласта в узле сетки Р.
BC
Р
_
где [γ] нормализованная палеоглубина подошвы коллекторов пласта в узле сетки Р;
Р
[ВС] - а. о. подошвы коллекторов пласта в узле сетки Р;
P
[TS] - а. о. стратиграфической кровли пласта в узле сетки Р;
P
[BS] - а. о. стратиграфической подошвы пласта в узле сетки Р.
GC
Р
где [γ] - нормализованная палеоглубина поверхности газожидкостного контакта (ГНК или ГВК) в узле сетки Р;
P
[GC] - а. о. поверхности газожидкостного контакта (ГНК или ГВК) в узле сетки Р;
P
[TS] - а. о. стратиграфической кровли пласта в узле сетки Р;
P
[BS] - а. о. стратиграфической подошвы пласта в узле сетки Р.
OC
Р
_
где [γ] нормализованная палеоглубина поверхности водонефтяного контакта в узле сетки Р;
Р
[ОС] - а. о. поверхности водонефтяного контакта в узле сетки Р;
P
[TS] - а. о. стратиграфической кровли пласта в узле сетки Р;
P
[BS] - а. о. стратиграфической подошвы пласта в узле сетки Р.
Эта процедура упрощает все расчеты по геометризации залежей в рамках линейной модели слоистости осадочных отложений, согласно которой принимается, что толщины всех прослоев изменяются по площади пропорционально общим толщинам геологического тела, заключенного между двумя реперными поверхностями. Это упрощение предопределяется тем, что разрез изучаемого стратиграфического интервала в любом узле сетки Р проецируется на вертикальный отрезок [0;1], в результате чего синхронные прослои в разных скважинах (да и в межскважинном пространстве) имеют одинаковую нормированную палеоглубину.
В нормированных палеоглубинах происходит спрямление всех стратиграфических поверхностей. Кровля и подошва пласта при этом представлены параллельными плоскостями со значениями, равными 0 на кровле и 1 - на подошве. Спрямляются, соответственно, и границы прослоев коллекторов таким образом, что каждый прослой в этих нормированных глубинах становится представленным интервалом, толщины которого не изменяются по латерали. Поверхности же межфлюидных контактов, которые в исходном разрезе являются субгоризонтальными плоскостями, в нормированных палеоглубинах становятся существенно нелинейными, так как они связаны с глубинами не изохронных друг другу элементов рассматриваемого пласта.
Таким образом, после выполнения третьего этапа разрез, представленный на фиг. 1 (б), примет вид, приведенный на фиг. 3, то есть произойдет преобразование всех задействованных в расчетах карт в единицы, отражающие принцип конформного стратиграфическим границам пласта распределения прослоев коллекторов в разрезе.
На четвертом этапе создают карты коэффициента песчанистости для газонасыщенной части пласта (от кровли коллекторов до газожидкостного контакта - ГВК или ГНК) и/или нефтенасыщенной его части (от кровли коллекторов или ГНК - в зависимости от того, что расположено ниже - до ВНК). Расчет значений этих карт проводится отдельно для каждого узла путем интерполяции величин коэффициента песчанистости, полученных в скважинах для соответствующего текущему узлу интервала нормализованных палеоглубин по формуле (2):
g
P
где [NTG] - коэффициент песчанистости для газонасыщенной части пласта в узле сетки Р;
TC
Р
[γ] - нормализованная палеоглубина кровли коллекторов пласта в узле сетки Р;
OC
Р
[γ] - нормализованная палеоглубина поверхности газожидкостного контакта (ГНК или ГВК) в узле сетки Р;
- коэффициент песчанистости в i-ой скважине для газонасыщенной части пласта, заданной нормализованными палеоглубинами газожидкостного контакта (ГНК или ГВК) и кровли коллекторов пласта, i∈(1, …, N);
Р
_
[χ(…)] интерполяция значений в узел сетки Р;
N - общее количество скважин, принимающих участие в моделировании, для нефтяных залежей:
для газонефтяных залежей:
O
P
где [NTG] - коэффициент песчанистости для нефтенасыщенной части пласта в узле сетки Р;
TC
Р
[γ] - нормализованная палеоглубина кровли коллекторов пласта в узле сетки Р (для создания модели нефтяной залежи);
GC
Р
[γ] - нормализованная палеоглубина поверхности газонефтяного контакта в узле сетки Р (для создания модели газонефтяной залежи);
OC
Р
[γ] - нормализованная палеоглубина поверхности водонефтяного контакта в узле сетки Р;
- коэффициент песчанистости в i-ой скважине для нефтенасыщенной части пласта, заданной нормализованными палеоглубинами водонефтяного контакта и кровли коллекторов пласта, i∈(1, …, N) (для создания модели нефтяной залежи);
- коэффициент песчанистости в i-ой скважине для
нефтенасыщенной части пласта, заданной нормализованными палеоглубинами водонефтяного и газонефтяного контактов, , i∈(1, …, N) (для создания модели газонефтяной залежи);
Р
[χ(…)] - интерполяция значений в узел сетки Р;
N - общее количество скважин, принимающих участие в моделировании.
Так, в примере (фиг. 3) газонасыщенная часть пласта в точке Е соответствует нормализованной палеоглубине кровли коллекторов, равной 0,0 д. ед., и нормализованной палеоглубине ГВК, равной 0,5 д. ед. Во всех скважинах определяется коэффициент песчанистости, соответствующий именно этой части пласта, затем полученные значения интерполируются, и рассчитанный в точке Е коэффициент песчанистости по газонасыщенной части пласта становится равным 0,8 д. ед. В результате аналогичных действий в точке I коэффициент песчанистости по газонасыщенной части пласта равен 0,5 д. ед.
Результатом четвертого этапа после обработки всех узлов цифровой сетки являются карты коэффициента песчанистости по газо- и/или нефтенасыщенной частям пласта, обладающие свойством непротиворечивости за счет учета конформного кровле и подошве залегания пород моделируемого пласта.
На последнем (пятом) этапе рассчитывают по формулам (9) и (10) карты эффективных газо- и/или нефтенасыщенных толщин путем умножения карт общих газо-и/или нефтенасыщенных толщин пласта на карты коэффициента песчанистости, построенные на четвертом этапе:
efg
P
где [H] - эффективная газонасыщенная толщина пласта в узле сетки Р;
cg
P
[H] - общая газонасыщенная толщина пласта в узле сетки Р;
g
P
[NTG] - коэффициент песчанистости по газонасыщенной части пласта в узле сетки Р.
efo
P
где [H] - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в узле сетки Р;
со
P
[Н] - общая нефтенасыщенная толщина пласта в узле сетки Р;
O
P
[NTG] - коэффициент песчанистости по нефтенасыщенной части пласта в узле сетки Р.