СПОСОБ ПОСТРОЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДВОЙНОЙ СРЕДЫ ЗАЛЕЖЕЙ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ
METHOD OF BAZHENOV FORMATION DEPOSITS DOUBLE MEDIUM GEOLOGIC AND HYDRODYNAMIC MODELS CONSTRUCTING

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам геолого-гидродинамического моделирования залежей нефти и может найти место при решении задач поиска, разведки и проектирования разработки месторождений в условиях сложного строения коллекторов.
Модели залежей углеводородов широко распространены в нефтяной промышленности для определения различных технические показателей разработки месторождений. При цифровом геологическом моделировании пласт представляется в виде множества ячеек, каждая из которых обладает набором характерных параметров (пористость, проницаемость, насыщенность и др.). Таким образом, модель является представлением структуры и свойств залежи и позволяет воспроизводить фильтрацию многофазной жидкости. При этом модель пласта является представительной в том случае, если она способна воспроизвести исторические показатели работы скважин (добыча нефти и воды, газовый фактор и др.), а также энергетическое состояние залежи.
0
0
Построение моделей баженовской свиты, ввиду особенностей геологического строения, невозможно осуществлять, используя традиционные подходы геолого-гидродинамического моделирования. По данным бурения нефтенасыщенная толщина пласта Ю баженовской свиты изменяется по площади от 10 до 40 м и в среднем составляет 26.5 м. В зонах высокой изоляции пласта Ю от других проницаемых комплексов глинистыми породами толщиной более 20 м фиксируется аномально высокое пластовое давление в пределах 38-55 МПа, обусловленное генерацией углеводородов керогеном, при коэффициенте аномальности 1.3-1.84 [1]. Кроме этого продуктивная толща свиты обладает следующими характерными геолого-физическими особенностями, кардинально отличающими ее от других типов залежей нефти [2]:
- резкая площадная и послойная неоднородность ФЕС мозаичного характера;
- аномально-высокая нефтенасыщенность пород;
- в продуктивных зонах выделяются два типа коллектора: каверно-трещинный и поровый, различающихся по проницаемости в 1-10 тыс. раз;
- необычайно высокая сжимаемость нефтеносной породы в области пластической деформации при разработке на режиме истощения;
- чрезвычайно высокая хрупкость породы коллектора в наиболее продуктивных интервалах пласта;
-5
2
ср
- супернизкие проницаемость (<10 мкм) и радиус поровых каналов (r=50-100 ангст.) пород матрицы, высокая гидрофобность порового коллектора, исключающая поступление воды в поровое пространство при любом возможном давлении ее закачки в пласт;
- свита на всей площади своего залегания является общим флюидоупором как для воды (гидрофобное состояние), так и углеводородов (АВПД), разделяя мезо-кайнозойские отложения центральной части Западной Сибири на два гидрогеологических комплекса;
2
- свита является нефтематеринской толщей, развитой на площади около 1 млн. км.
Известен способ построения геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта [RU 2135766, МПК E21B 49/00]. Способ включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, заключающийся в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения. Недостатком данного способа применительно к залежам баженовской свиты является невозможность корреляции разрезов посредством предлагаемой интерпретации материалов ГИС и определения высокой неоднородности строения.
Известен способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа [RU 2475646, МПК E21B 49/00]. Он включает определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики, отличающийся тем, что вначале устанавливают фации по комплексу диагностических признаков, после чего проводят верификацию набором минерально-петрографических параметров, далее методами многомерной статистики проводят анализ зависимостей между количественными (ФЕС, ГИС) и синтетическими показателями, которые представляют собой качественные характеристики извлекаемых пород, полученные в результате ЛФА, такие как текстура и гранулометрический состав, закодированные и представляющие собой числовую форму, на основе которых формируют трехмерную модель месторождения. Применительно к баженовской свите данный способ не позволяет учитывать спорадическое распространение различных типов пород как по латерали, так и по вертикали. Кроме этого способ не предполагает построение моделей, учитывающих порово-трещинный тип строения коллектора, при котором существуют значительные различия в характере движения жидкостей в трещиноватых и пористых элементах, что и определяет особенности процессов фильтрации жидкости в подобных средах. Поскольку именно отражение внутренней неоднородности свойств является основной задачей геологического моделирования залежей, традиционные методы, основанные на корреляции разрезов скважин и интерполяции пластовых характеристик, применительно к трещиноватым резервуарам, недостаточно эффективны [3].
Более близким к предлагаемому изобретению является способ моделирования залежей трещиноватых карбонатных коллекторов [US 20100138196 A1, МПК E21B 49/00]. Способ включает характеристику коллектора, генерацию сетки и дискретизацию геологической модели, описывающей трещиноватую залежь. Геологические данные могут включать информацию о залежи, полученную из различных источников: сейсморазведочные исследования, анализ керна, технологические показатели разработки, скважинные исследования, в том числе в процессе бурения и вскрытия. Общее представление о развитии естественных трещин обычно получают из анализа отдельных трещин, пересекающих стволы скважин. Данные, описывающие сеть трещин, могут быть получены по результатам исследований стволов скважин высокоразрешающим электрическим имиджером, а также анализа керна. Кроме того, данные, характеризующие трещины, пересекающие конкретную скважину, могут быть получены из наблюдений при бурении, эксплуатационных показателей работы скважины, результатов ГИС (например, термометрия). Совокупность полученных данных используется для описания плотности трещин. Распространение трещин в межскважинном пространстве осуществляется стахостически с использованием метода последовательного гауссовского моделирования. Полученная мелкомасштабная сетка представляет собой совокупность множества мелких ячеек и сети трещин, разделяющих ячейки. Каждая ячейка обладает набором данных: объем, проницаемость, пористость, показатель взаимодействия между ячейками, характеризующий связь в системах трещины-трещины, матрица-трещины, матрица-матрица. В дальнейшем производят апскейлинг модели и расчет в гидродинамическом симуляторе. Недостатком метода является невозможность учесть значительную литологическую неоднородность залегания пород, индивидуальные особенности различных разностей пород (например, склонность к трещинообразованию). В связи с этим модель построенная по известному способу не дает качественной характеристики баженовской свиты и параметров ее залегания.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технологической сущности является способ моделирования залежей газоносных сланцев США [US 20130346040 A1, МПК G06F 17/50]. Он включает построение геолого-гидродинамических моделей (в том числе двойной среды) путем задания фильтрационно-емкостных свойств пласта на основе статистического анализа истории разработки залежи, а также перенос полученных свойств на недоизученные залежи - аналоги для расчета технологических показателей их разработки. Недостатком данной методики является построение детальной качественной модели только по хорошо изученным объектам, обладающим фондом разбуренных как разведочных, так и добывающих скважин. Выбор фильтрационно-емкостных свойств слабоизученных залежей осуществляют по аналогии с уже известными объектами, что не позволяет проводить качественного построения модели ввиду отсутствия комплексных исследований.
Впервые предложен новый подход к моделированию, учитывающий особенности геологического строения баженовской свиты, что позволяет считать предлагаемое решение соответствующим критерию «изобретательский уровень». Техническим результатом изобретения является повышение эффективности поиска, разведки, проектирования и разработки месторождений в условиях сложного строения коллекторов за счет построения адекватной геолого-гидродинамической модели.
Сущность предлагаемого способа
При построении моделей залежей баженовской свиты чередование линз различных литотипов как по латерали, так и по вертикали предопределяет использование при построении моделей и технологических расчетах только стохастических геологических моделей, позволяющих более детально учитывать особенности необычного типа коллектора. Порово-трещинный пласт, как показано в работе Уоррена-Рута [4], воспроизводят моделью с двойной пористостью. В подобных моделях трещиноватый пласт схематизируется одинаковыми прямоугольными параллелепипедами, разделенными прямоугольной сетью трещин. Для расчетов используют математическую модель Каземи, при которой система трещин и блоки матрицы - рассматриваются как две сплошные среды, вложенные одна в другую. Обобщенная схема построения геолого-гидродинамических моделей залежей баженовской свиты отображена на фиг. 1.
С целью построения геологической модели баженовской свиты на первоначальном этапе производят литологическую классификацию слагающих ее пород. Исходя из особенностей вещественного состава, по преобладанию одного из четырех главных компонентов выделяют следующие породы: существенно глинистые, кремнистые, карбонатные и, наконец, существенно керогеновые. Остальные типы пород можно получить, комбинируя основные, а добавляя текстурно-структурную характеристику, подчеркнуть их способность при нефтегенерации к преобразованию в трещиноватый коллектор.
Физической основой диагностики выделенных литотипов пород является доказанное свойство геофизических методов отражать ту или иную особенность вещественного состава изучаемых пород. Разработана литофизическая классификация пород баженовской свиты, в которой основными показателями литотипов пород являются плотность, радиоактивность и водородосодержание, т.е. содержание в них водородосодержащих компонентов и твердого органического вещества - керогена. Выделяют восемь основных литотипов пород:
I - глинистые породы;
II - керогено-кремнисто-глинистые;
III - глинисто-керогено-кремнистые;
IV - глинисто-кремнисто-керогеновые породы;
V - глинисто-керогено-карбонатные породы (карбонаты преобладают над керогеном);
VI - керогено-глинисто-карбонатные породы;
VII - карбонатные породы;
VIII - песчано-алевролитовые породы (только в случае аномального разреза баженовской свиты).
На фиг. 2 дано литологическое расчленение разреза баженовских отложений и вмещающих их пород в координатах "Qγ-W", даны их условные обозначения. Из этого рисунка следует вывод о довольно четкой дифференциации выделенных литотипов.
В таблице 1 приведена литолого-физическая характеристика выделенных литотипов. Далее способ предполагает использование первых семи литотипов для залежей неаномального строения.
На основании всего накопленного опыта выделения литотипов в разрезах отложений баженовской свиты разработан следующий алгоритм автоматизированной разбивки интерпретируемых прослоев баженовской свиты на литотипы по данным ГИС:
НКТ
Если J>0.85, то прослой относится к VII литотипу;
НКТ
иначе если J=(0.7-0.85), то прослой относится к VI литотипу;
НКТ
иначе если J=(0.5-0.7), то прослой относится к V литотипу;
кер
иначе если K>35%, то прослой относится к IV литотипу;
кер
иначе если K=(25-35%), то прослой относится к III литотипу;
кер
иначе если K=(10-25%), то прослой относится к II литотипу;
кер
иначе если K<10%), то прослой относится к I литотипу,
НКТ
кер
где J - относительный параметр НКТ, K - объемная доля керогена.
Как видно из приведенной последовательности принятия решений, при определении литотипов горных пород баженовских отложений в первую очередь исключаются разности горных пород с объемным содержанием карбонатов. Затем в зависимости от объемного содержания керогена, определяемого с использованием радиоактивного каротажа, устанавливается принадлежность оставшихся прослоев к конкретному литотипу с определением полной пустотности и нефтенасыщенности по данным электрокаротажа с использованием зависимости объемной влажности от удельного электрического сопротивления. При анализе представленного алгоритма автоматизированного определения литотипов пород баженовской свиты можно заметить, что фактор влияния объемной глинистости не рассматривается из-за невозможности достаточно точного выявления ее в отложениях баженовской свиты по материалам ГИС. Пример выделения литотипов пород баженовской свиты по результатам ГИС представлен на фиг. 3.
Промыслово-геофизические исследования позволяют выявить трещиноватые работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения. Для данных целей используется целый комплекс исследований: промыслово-геофизические методы (потокометрия, термометрия и др.), гидродинамические исследования (определение проницаемости, пьезопроводности, гидропроводности, продуктивности, сжимаемости трещин, начальное и текущее пластовые давления).
Для определения параметров, характеризующих емкостные свойства пород баженовской свиты, применяют модифицированный метод определения полной пустотности, предусматривающий измерение общего объема и веса образца до его экстрагирования и после полного извлечения углеводородов. При этом полное извлечение жидких углеводородов достигается в течение 6-10 суток экстракции.
Определение значений полной пустотности по керну дает несколько завышенные величины полезной пустотности пород баженовской свиты. Завышение обусловлено растворением в экстрагенте определенной части твердых углеводородов и органики, выносимых из образца в процессе экстракции.
Емкостные свойства баженовских пород в разрезе скважин оцениваются по комплексу методов радиометрии с определением водородосодержания в минеральном скелете, керогене и пластовом флюиде. Среднее суммарное водородосодержание пород лежит в пределах 31%, из них 6-10% приходится на порозаполняющий флюид. В среднем 22% всего водорода сосредоточено в минеральных компонентах: глинистых минералах и керогене.
Для оценки продуктивности по нефти, выбора режима разработки, методов повышения нефтеотдачи, обоснования подсчетных параметров и др. полную пустотность изученных разностей пород баженовской свиты дифференцируют на поровую и трещинную.
Определение фильтрационных свойств пород баженовской свиты производят как по общепринятой методике по газу при всестороннем сжатии образцов 0.5-1.5 МПа, так и по нефти или ее модели в условиях, моделирующих пластовые. Определения проницаемости по газу проводят на стандартных цилиндрических образцах пород, предварительно подвергнутых длительной экстракции для освобождения порового пространства от углеводородов.
В связи с влиянием на фильтрационные свойства пород баженовской свиты длительной экстракции (образование микротрещиноватости, выделение в пустотном пространстве высоковязкого битумоподобного вещества и др.) определение проницаемости по газу несет только качественную характеристику о фильтрационных свойствах нетрещиноватых или слаботрещиноватых разновидностей керна. Более объективную характеристику этого параметра получают при изучении неэкстрагированного предварительно законсервированного керна в условиях, имитирующих пластовые, где фильтратом является непосредственно пластовая нефть или ее близкая модель.
Эксперименты по определению механических свойств пород баженовской свиты проводят на стандартных образцах пород. Для измерения сжимаемости пор подбирают образцы без видимых трещин и с трещинной пустотностью, полученной по шлифам и не превышающей 0.1%.
В камере установки подобранные образцы предварительно подвергают всестороннему сжатию (до 20 МПа) с целью исключения возможных пластических деформаций. Далее давление снижают до 0.3 МПа, после чего образец ступенчато нагружается до 2, 3, 6, 12, 20 и 30 МПа. Длительность выдержки образца на определенной ступени давления определялась скоростью деформации.
Для определения сжимаемости трещин подбирают образцы с видимой не вооруженным глазом трещиноватостью. Для определения трещинной пустотности образец насыщают водой под давлением 1.5 МПа. Вследствие гидрофобного состояния пород баженовской свиты вода заполняла только трещины и каверны.
Механические свойства пород баженовской свиты в разрезе скважин также оценивают по данным интерпретации материалов акустического каротажа.
Результаты определения осредненных литолого-физических характеристик пород баженовской свиты приведены в таблице 2.
В связи со сложностью изготовления шлифов слоистых и трещиноватых разностей пород баженовской свиты, а также невозможностью изучения в них протяженных (более размера шлифа) трещин, исследования параметров трещиноватости и кавернозности пород проводят в штуфах и крупных пришлифовках (>5 см) кусков керна (разрезание образцов керна перпендикулярно слоистости). При этом поверхность штуфов и пришлифовок смачивают каким-либо растворителем (чаще использовался ацетон) сразу после их выпиливания. В связи с более свободным проникновением растворителя в трещины нефть, находящаяся в них, взаимодействует с растворителем, окрашивая его в темный цвет, что приводит к проявлению на поверхности штуфа имеющихся естественных трещин (фиг. 4). Искусственные трещины, образовавшиеся в процессе отбора, хранения и подготовки керна к анализам, таким образом, практически не проявляются по причине отсутствия или крайне небольшого присутствия легких фракций нефти.
Также для фиксации естественной трещеноватости используют образцы керна после длительного хранения. Для таких штуфов характерно выделение тяжелой нефти из трещин при прогреве до 200-340°C.
Плотность трещин определяют путем пересечения ими линии, проведенной на поверхности штуфа параллельно или перпендикулярно слоистости. Эта величина так же, как и при подсчете густоты системы трещин в шлифах, измеряется количеством пересечений на 1 м. Пример распределения микротренщин по литотипам пород представлен на гистограмме фиг. 5.
Общий порядок построения геологической модели разбит на три основных этапа:
1. формирование куба структурного каркаса;
2. формирование кубов ФЕС для каждого набора распределения;
3. подсчет запасов и оценка достоверности вариантов.
Геометризация моделируемого пласта включает задание оцифрованной кровли и формирование пакета параллельных слоев. Структурный каркас формируется автоматически в виде равномерной трехмерной сетки и производится с учетом заданных граничных значений в плоскости XY (поверхность кровли пласта), а также количества и размерности ячеек по всем векторам x, y, z. В результате построения получают «куб» гипсометрических отметок, характеризующих пространственное положение каждого расчетного узла в координатах XYZ.
На основе литотипов, выделяемых в баженовской свите, в целях построения геологической модели определяют типы ячеек, которым присвоены характерные значения пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, сжимаемости и сообщаемости между матрицей и трещинами. Каждой среде присвоен свой набор значений параметров, пример выделения 27 ячеек, характерных для баженовской свиты, представлен в таблицах 3, 4. Все типы ячеек делят на массивные (сигма равна 0.001) и микрослоистые (сигма больше 0.001).
Параметрическое заполнение модели осуществляется заданием статистических распределений типов пород по всем слоям модели. Согласно данным изучения керна, гидродинамических исследований, результатов интерпретации ГИС и испытания скважин определяют наиболее вероятную встречаемость выделенных типов ячеек в каждом интервале (0.5 м) залежи. Пример распределения ячеек по разрезу баженовской свиты изображен в таблице 5.
В силу высокой литологической изменчивости пород баженовской свиты по площади распространения, при проектировании участков залежей с большой протяженностью, геологическое моделирование сопровождается проведением локальной дифференциации на зоны продуктивности. Для выделения зон продуктивности выявляют закономерности результатов опробования и освоения скважин с литологическим составом пород, структурными, тектоническими, температурными и другими факторами. Наиболее значимыми литологическим факторами являются содержание керогеновых пород, определяющих нефтегенерационный потенциал баженовской свиты, плотных карбонатных пород, наиболее компетентных к образованию естественных трещин и их сохранению, существенно глинистых пород с пониженным нефтенасыщением, некомпетентных к трещинообразованию. При этом если в непосредственной близости к поисково-разведочным и эксплуатационным скважинам выделение зон осуществляют по результатам ГИС и исследованиям керна, то в межскваженном пространстве (на расстоянии 2-10 км от скважин) зонирование залежей возможно только на основе комплексных данных результатов сейсморазведочных работ. В данном случае определяют объемные доли типов ячеек для каждой из зон продуктивности.
Формирование куба литологии осуществляют в специализированных программных продуктах, позволяющих создавать куб трехмерного дискретного фациального параметра на основе стохастического пиксельного метода (например, модуль IRAP RMS Fades Indicators компании Roxar или модуль Petrel Facies Modeling компании Schlumberger). Исходя из распределения алгоритм определяет, какую из фаций (тип ячеек) поместить в ту или иную ячейку. На этой основе каждой ячейке присваивают значение кода ее типа. Далее куб литологии (типов ячеек) дополняется соответствующими параметрами пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, сжимаемости, сообщаемости матрица-трещины (σ).
Для описания процессов фильтрации используют специализированное программное обеспечение, позволяющее проводить расчеты трехмерных гидродинамических моделей фильтрации нефти, газа (растворенного) и воды двойной среды (например Tempest-More компании Roxar или Eclipse компании Schlumberger).
Процесс гидродинамического моделирования нефтяных месторождений состоит из трех стадий [5], включающих: 1) сбор данных за продолжительный период разработки и последующее их преобразование к виду, удобному для использования в программах моделирования; 2) процесс воспроизведения истории разработки и адаптации параметров пласта с применением программных средств; 3) прогнозирование процесса добычи, когда адаптированная по истории разработки модель пласта используется для расчета различных вариантов разработки месторождения с целью выбора оптимального.
Процесс построения фильтрационных моделей сводится к последовательному количественному описанию:
- геологических параметров - геометрии области фильтрации и ФЕС моделируемых объектов;
- физико-химических свойств пластовых флюидов и прочностных характеристик пород-коллекторов (по лабораторным исследованиям);
- кривых относительных фазовых проницаемостей (по лабораторным исследованиям и промысловым данным);
- данных о расположении и состоянии скважин, а также проводимых на них ГТМ.
При построении фильтрационных моделей баженовской свиты проницаемость задают функциями давления, характерными для каждого выделенного литотипа пород. Это обусловлено способностью трещин к уменьшению своей протяженности и поперечного сечения (вплоть до смыкания) при падении пластового давления ниже некоторого критического значения.
0
Адаптированная постоянно действующая геолого-технологическая модель позволяет не только воспроизводить текущие эксплуатационные показатели скважин и энергетическое состояние объекта разработки, но и производить расчеты прогнозных значений показателей разработки, проводить выбор направлений повышения эффективности разработки, а также оценивать извлекаемые запасы нефти пласта Ю в пределах моделируемых участков.
Результаты многовариантных расчетов разработки залежей используют для дальнейшего технико-экономического анализа, с помощью которого выбирают оптимальный вариант эксплуатации месторождения на заданный период времени. Наиболее оптимальным считается вариант, обеспечивающий наилучшее соотношение периода эксплуатации месторождения и суммарной добычи нефти, характеризующийся наименьшим сроком окупаемости капитальных затрат и позволяющий достичь или превысить утвержденный КИН.
Перечень графических иллюстраций применения предлагаемого способа
Фиг. 1. Обобщенная схема построения геолого-гидродинамических моделей двойной среды залежей баженовской свиты.
Фиг. 2. Литологическое расчленение пород баженовской свиты по данным радиометрии.
Фиг. 3. Пример выделения литотипов по геофизическим характеристикам пород баженовской свиты по скважине Ай-Пимского месторождения.
Фиг. 4. Система взаимопересекающихся трещин на образце керна баженовской свиты, проявленная выпотами нефти.
Фиг. 5. Гистограмма распределения микротрещин по штуфам в породах баженовской свиты
Литература
1. Нестеров И.И., Петросян Л.Г., Сонич В.П., Хабаров В.В. Исследования нефтегазоносных разрезов баженовской свиты. - М., 1988. - 57 с.
2. Сонич В.П., Ильин В.М. О природе АВПД в отложениях баженовской свиты Западной Сибири. В сб. «Коллекторы нефти и газа на больших глубинах». - М., МИНХи ГП, 1980.
3. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели). - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. - 228 с.
4. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. - 1960. ПММ. Т. XXIV, вып. 5.
5. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 100 с.