Для чего нужна геологическая модель

Геолого-гидродинамическая модель ГДМ

Выбор ГДМ является одним из важнейших этапов проектирования разработки любого месторождения.

Выбор ГДМ является одним из важнейших этапов проектирования разработки любого месторождения.

Планирование скважин с использованием геолого-гидродинамических моделей (ГДМ) является необходимым условием для эффективного бурения горизонтальных скважин (ГС), боковых стволов (БС) и боковых стволов с горизонтальным окончанием (БГС).

Выбор ГДМ зависит как от геолого-физических особенностей участка недр ( геологическом строении залежи ВНЗ и данных о физических свойствах пластовых флюидов), так и от технологии его разработки.

Детальная 3-мерная геологическая модель позволяет:

ГДМ позволяет оценить экономическую эффективность бурения скважины, в тч:

Этапы работ по построению ГДМ:

1. Составление детальных корреляционных схем, позволяющих определить прогноз разреза по проектному участку бурения. Эти схемы необходимы и для привязки скважины к разрезу пласта в процессе его проводки.

2. Построение прогнозного геологического разреза с определением всех пропластков, как коллекторов, так и глинистых перемычек.

3. Распределение проницаемости и первоначальной нефтенасыщенности на геологическом разрезе с использованием геофизических данных скважин, гидродинамических исследований и результаты анализа керна.

4. Построение ГДМ и настройка модели с использованием фактических данных скважин (добывающих и нагнетательных) и информации о проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

5. Определение застойных зон и пропластков, которые не разрабатываются текущим фондом скважин.

6. Проектирование скважины с прохождением по наиболее благоприятным по проницаемости и насыщенности участкам разреза. Моделирование и расчет прогнозной добычи при нескольких вариантах профиля траектории, вариантах перфорации, а также при проведении дополнительных ГТМ (например, ГРП).

7. Определение геологических целей проектной скважины, допусков отклонения от целей, диапазон цели в разрезе траектории (для ГС и БГС).

8. Подготовка рекомендаций о необходимости бурения пилотного ствола, геофизических исследований во время бурения для успешной проводки скважины в геологические цели.

Результатом работы является ГДМ, составленное Геологическое обоснование на бурение скважины, которое содержит следующие данные:

1. Основные сведения:

— целевой объект (пласт, пропласток);

— тип проектной скважины (ГС, БС, БГС) и длина горизонтального участка (для ГС, БГС);

— координаты геологических целей, допуски отклонения от целей, диапазон цели в разрезе траектории (для ГС и БГС);

— проектная траектория скважины кандидата;

— таблицы ожидаемых пластовых давлений, температуры, литологии, насыщенности, водонефтяной контакт (ВНК) по разрезу скважины; информация о возможных осложнениях;

— рекомендации и описание основных рисков.

2. Результаты геологического моделирования:

— геолого-промысловая характеристика района бурения проектной скважины;

— структурные карты кровли целевого пласта и целевого коллектора с обозначением местоположения проектной скважины;

— обоснование определения проницаемости на участке недр бурения скважины;

— карты средней пористости и проницаемости на участке недр;

— геологические разрезы вдоль профиля скважины с литологией, пористостью и проницаемостью;

— сейсмические разрезы на участке (при наличии);

— рекомендации (обоснование) по поводу необходимости бурения пилотного ствола (для ГС и БГС);

— геологический разрез вдоль траектории проектной скважины с обозначением целей скважины и диапазона;

— схемы детальной корреляции по окружающим скважинам.

3. Результаты гидродинамического моделирования:

— результаты адаптации ГДМ (дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, забойное давление, газовый фактор, накопленная добыча жидкости и нефти);

— обоснование остаточных извлекаемых запасов в проектном участке бурения;

— карта начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;

— разрезы начальной и текущей нефтенасыщенности пласта на участке недр;

— карта текущих пластовых давлений;

— обоснование местоположения скважины, длины горизонтального ствола (для ГС и БГС), забойного давления;

— прогноз добычи скважины (дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, забойное давление, газовый фактор, накопленная добыча жидкости и нефти);

4. Схематическая конструкция скважины

После запуска скважины проводится сравнительный анализ фактических параметров работы скважины и результатов расчета.

В случае расхождения расчетных и фактических параметров проводится детальный анализ причин, вносит корректировки в расчеты, вырабатывает рекомендации для дальнейших работ на данном участке недр.

— с тщательным анализом полученных результатов моделирования,

— с принятием необходимого решения об уточнении емкостно-фильтрационных параметров геологической модели и параметров ГДМ.

Источник

Для чего нужна геологическая модель

Назначения и основные положения трехмерного геологического моделирования

В настоящее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля над разработкой месторождений нефти и газа является использование цифровых геолого-технологических моделей. Современные программные пакеты позволяют оперировать геологической и технологической информацией в трехмерном объеме (3D).

Геологическое моделирование позволяет осуществлять подсчет запасов УВ и проектирование новых скважин, а также создает основу для гидродинамического моделирования.

Построение геолого-технологических моделей может происходить как на поисково-разведочном, так и на эксплуатационном этапах жизненного цикла месторождения, что позволяет:

Трехмерная цифровая геологическая модель представляет собой совокупность пространственных ячеек (трехмерную сетку). Ячейка сетки характеризуется единственным значением каждого из параметров (например, индекса литологии, коэффициента пористости и т.д.). Геологическая модель должна обеспечивать адекватное представление изучаемой геологической среды, т.е. характеризовать пространственное размещение в объеме резервуара пород-коллекторов и неколлекторов, разного рода геологических нарушений, положение флюидальных контактов, распределение ФЕС.

Трехмерная геологическая модель предназначена для создания на ее основе фильтрационной модели, которая используется для расчетов вариантов разработки, в процессе проектирования дальнейших работ по бурению эксплуатационного фонда и определению технологии добычи.

Фильтрационная модель, как правило, отражает строение объекта менее детально, с возможным объединением нескольких геологических подсчетных объектов в единый объект моделирования. Такая модель создается на основе геологической и дополнительно включает фильтрационные параметры (относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления и др.)

Источник

Понятие геологической модели, её назначение. Основные этапы создания цифровой геологической модели месторождения.

геологическая модель месторождения (цифровая) — представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки:

● пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

● пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

● пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

● идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);

● средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (фес), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

● пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

● пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).

Создание 3D моделей решает следующие основные задачи:

• подсчет запасов углеводородов,

• планирование (проектирование) скважин,

• оценка неопределенностей и рисков,

• подготовка основы для гидродинамического моделирования.

Традиционно технология геологического моделирования 3D представляется в виде следующих основных этапов:

1. Сбор и анализ необходимой информации, загрузка данных.

2. Структурное моделирование (создание каркаса).

3. Создание сетки (3D грида), осреднение скважинных данных на сетку.

4. Фациальное (литологическое) моделирование.

5. Петрофизическое моделирование.

6. Подсчет запасов углеводородов.

По ЖУРАВЛЕВУ: Этапы построения ГМ

● 1 загрузка данных скважин и сеймики

● 2 корреляция отбивки кровли, подошвы, ВНК

● 3 построение кровли верхнего пласта, карты толщин

● 4 построение 3Д каркаса

● 5 Задание данных литологии

● 6 Построение запасов

В рамках этого каркаса с учетом закономерностей осадконакопления для каждого пласта выполняется тонкая «нарезка» слоев, создавая таким образом трехмерную сетку (3D грид). На ячейки сетки вдоль траекторий скважин выполняется перенос (осреднение) результатов интерпретации ГИС – кривых фаций, литологии, пористости, нефтенасыщенности и др.

По этим скважинным данным, используя результаты интерпретации сейсморазведки в качестве трендовых параметров, рассчитываются кубы свойств в ячейках сетки в межскважинном пространстве. Вначале – дискретный куб фаций (литологии). Затем, с учетом вида распределения и пространственных закономерностей для каждой фации, строятся непрерывные кубы пористости Кп и проницаемости Кпр.

Непрерывный куб нефтегазонасыщенности Кнг рассчитывается исходя из данных о свойствах пород (Кп, Кпр), пластовых флюидов и закономерностей капиллярно-гравитационного равновесия (модели переходной зоны). Предварительно для каждого пласта строятся поверхности флюидных контактов. На основе этих кубов ФЕС производится подсчет запасов углеводородов, проектирование скважин, модель передается гидродинамикам для фильтрационных расчетов. С появлением новой информации (бурение скважин, отстрел свежих сейсмических кубов 3D) модель дополняется и корректируется. Другой причиной корректировки геологической модели могут служить замечания гидродинамиков, обоснованные результатами адаптации фильтрационной модели в процессе воспроизведения истории разработки.

3. Исходные данные для описания и реконструкции геологических объектов (сейсмогеологическая модель, результаты интерпретации ГИС, модели корреляции пластов)

Интерпретация сейсмических данных.

В процессе прослеживания отражающих горизонтов используют совокупность кинематических и динамических сейсмических атрибутов. При их комплексном анализе осуществляется корреляция отражающих границ волнового поля в пространстве путем прослеживания наиболее ярко выраженных экстремумов (или перехода через нулевую амплитуду волнового поля, при этом главным образом учитывают признак подобия соседних сейсмических трасс.

Отражённые волны коррелируются по наиболее четким экстремумам (фазам). При этом придерживаются принципа – от более надежного к менее надежному.

Корреляция сейсмических данных разделяется на две части: корреляция отражающих горизонтов и прослеживание тектонических нарушений.

Корректно выполненная корреляция горизонтов позволяет иметь надежную основу для построения структурного каркаса месторождения.

Результаты корреляции ОГ на следующем этапе служат основой для:

•построения структурных карт и карт толщин (экспресс-оценка строения месторождения);

•корректного проведения атрибутного анализа и инверсионных преобразований;

•построения детального структурного каркаса трёхмерной цифровой геологической модели.

Результаты интерпретации ГИС.

Задачи, решаемые в результате интерпретации геофизических исследований в необсаженном стволе, включая исследования горизонтальных скважин и боковых стволов:

· Литолого-стратиграфическое изучение разреза.

· Определение геоэлектрических свойств пластов (УЭСп и УЭСзп).

· Определение ФЕС коллекторов (Кп по АК, ГГК-П, ННКт; Кгл), характера насыщения (нефть, газ).

· Выделение границ ГНК, ВНК.

· Построение объемной литологической модели разреза скважины.

· Выделение интервалов коллектора + внутрипластовая корреляция.

Внутрипластовая корреляция на основе сейсмики и ГИС производится с учетом правил сиквенс-стратиграфии.

Сиквенс-стратиграфия.

• Применение масштабе пласта позволяет получить подробную стратиграфическую модель, что позволяет уменьшить риск неверной корреляции различных генетических образований.

• может проводиться в различном масштабе и в этом смысле она по своей сути является фрактальной. Это позволяет использовать и объединять данные, собранные в разном масштабе и при помощи различных методов.

• в пределах сиквенс возможно предсказать непрерывность, сообщаемость и протяженность песчаных тел и определить представительные параметры для стохастического моделирования.

• Это позволяет предсказать наличие и протяженность фаций пласта за пределами области разработки старого месторождения.

• Эти принципы могут применяться при исследовании как терригенных, так и карбонатных систем.

С точки зрения стратиграфии проблемой первостепенной важности является достоверное определение внутреннего строения пласта. В принципе существуют 2 возможности:

— Пропорциональное напластование. Генетические образования более мелкого масштаба (пропластки, слои) присутствуют на всей территории изучаемой области, но их индивидуальная мощность может изменяться по площади. Их совокупная мощность также варьируется, а вот вертикальная последовательность сохраняется в каждой точке.

— Параллельное напластование. Мощность каждого из мелкомасштабных генетических образований остается неизменной. Однако, поскольку общая мощность пласта может изменяться, вертикальная последовательность не сохраняется. Серия пропластков может быть параллельной подошве или кровле пласта. Типичным примером является совокупность пропластков, срезанных несогласным залеганием.

Последнее изменение этой страницы: 2017-04-12; Просмотров: 1243; Нарушение авторского права страницы

Источник

Геологическое 3d моделирование

В геологическом моделировании используются математические методы, служащие представлению и интеграции топологии, геометрии и физических свойств геологических объектов в едином методе, учитывая разные данные, связанные с этими объектами. Трехмерное моделирование позволяет отображать геологические объекты такие как геологические разности пород, системы тектонических разломов, осадочные фации и многие другие объекты.

Для построения трехмерных моделей можно использовать такие источники информации, как данные по структурной геологии, геохимические анализы, геофизические свойства пород, данные дистанционного зондирования Земли, топографическую съемку, геологические разрезы и данные бурения.

Основной задачей является преобразовать большой объем геофизических данных в геологическую трехмерную модель, которая объективно отражает геологическое строение района.

3D-моделирование обеспечивает достоверные результаты и прирост информации что обеспечивает важность для практического использования.

Целью проекта является разработка эффективной методики объемного моделирования месторождения N (коммерческая тайна) для использования в прикладных геологических исследованиях.

В рамках выполнения проекта для Заказчика (коммерческая тайна) были созданы блоковые, каркасные и триангуляционные трехмерные модели.

Для подсчета запасов и ресурсов данного месторождения нам была предоставлена база данных, включающая результаты опробования, измерения инклинометрии, координаты скважин. Вся информация содержалась в следующих файлах.

В файле «assay.csv» результаты опробования рудных тел (Рис. 1). В файле «collar.csv» содержались координаты всех скважин (Рис. 2).

В файле «geology.csv» информация о длинах всех скважин (Рис. 3). В файле «survey.csv» информация об искривлении скважин (Рис. 4).

В файле «topo.csv» измерения высот, привязанные к координатам x и y, предоставленные маркшейдером (Рис. 5).

Рис. 5. Структура файла «topo.csv

Используя файл маркшейдерской съемки поверхности, был сделан каркас топо-поверхности (DTM – Digital Terrain Model/ Цифровая Модель Поверхности). Специальными командами в программе Datamine Studio3 мы соединили файлы «assay.csv», «collar.csv», «geology.csv», «survey.csv», «topo.csv» в один файл, который открылся в программе в виде трехмерной модели скважин (Рис. 6)

Рис. 6. Трехмерная модель поверхности и трехмерная модель разведочных скважин залежей месторождения N в программе Datamine Studio 3.

1. Каркасное моделирование.

Контуры рудных тел были обрисованы по участкам опробования, т.к. в данном случае моделирование производилось не по экономическим параметрам, а только по геологическим признакам.

Далее мы отстроили контуры концентрации компонентов по этим композитам (Рис. 7).

Рис. 7. Контуры рудных тел по разрезам.

По этим контурам был создан каркас главного рудного тела и каркасы линз (рис. 8).

Рис. 8. Каркас главного рудного тела и линз, расположенных над ним

Далее все пробы внутри рудного тела и линз были вырезаны в отдельный файл. И по результатам опробования рудных тел были построены гистограммы и получены статистические характеристики (таблица 1).

Таблица 1. Статистические показатели распределения полезного ископаемого

2. Построение блоковой модели рудных тел месторождения

Сначала был создан прототип модели, для которого был определен размер элементарного блока (10 х 10 х 10м). Расстояние между профилями 200 м, а между скважинами по профилю – 50 м, тем не менее, данный размер элементарного блока выбран исходя из малой мощности главного рудного теле и вышележащих линз. Для того, чтобы объем рудных тел был полностью заполнен были созданы субблоки. Для этого коэффициент расщепления материнского блока был выбран средним. Для анализа изменчивости содержаний полезного ископаемого в рудном теле месторождения была сделана попытка проведения вариограммного анализа. Однако из-за небольшого количества проб, характеризующих рудное тело и линзы, это сделать не удалось. Поэтому интерполирование распределения полезного ископаемого в элементарные блоки моделей рудного тела и линз проводилось методом обратных расстояний и методом ближайшего соседа.

3. Интерполирование

Задачей интерполирования является прогноз распределения содержаний полезного ископаемого в блоках созданной модели на основе содержаний в пробах разведочных скважин, находящихся внутри блоковой модели. Для процедуры интерполирования мы использовали процесс Estimate в программе Datamine Studio 3. После введения в меню процесса названий файлов пустой блоковой модели, файла скважин были введены размеры эллипсоидов поиска проб (таблица 2, 3).

Таблица 2. Размеры осей поискового эллипсоида

Для интерполяции было выбрано, что с одной скважины будет использоваться только 2 пробы, а минимальное и максимальное количество проб для интерполяции указано в каждом эллипсоиде в таблице 3.

Таблица 3. Количество проб, используемых для интерполяции модели

Как было сказано ранее, интерполирование было проведено двумя методами: обратных расстояний и методом ближайшего соседа. При интерполяции методом обратных расстояний была использована 3я степень. Интерполяционная оценка содержаний полезного ископаемого проводилась для каждого субблока из-за малой мощности рудного тела и линз.

Ниже на рисунке 13, 14 показано распределение полезного ископаемого в блоковой модели главного рудного тела и линз (рис.13).

Рис.14. Разрезы распределения полезного ископаемого в блоковой модели главного рудного тела и линз месторождения

4. Подсчет запасов по геологическим данным

В данной работе подсчет запасов по геологическим данным и данным опробования приводилось впервые с использование трехмерного моделирования.

Подсчет запасов модели был проведен по бортовому содержанию полезного ископаемого.

Результаты подсчета запасов – коммерческая тайна.

Источник

Геологическая модель месторождения

Достоверность геологических моделей месторождений в 1ю очередь зависит от входной геолого-геофизической информации, используемых технологий и профессионализма специалистов, работающих над проектом.

Так реализуется статическая геологическая модель месторождения.

Историко-генетические геологические модели позволяют объяснить строение исследуемой площади с точки зрения истории ее развития.

3-мерная геологическая модель позволяет учесть особенности геологического строения залежей нефти и газа.

Достоверность геологических моделей месторождений зависит:

— от количества исходных данных: чем больше исходных данных, тем модель более достоверная;

— от входной геолого-геофизической информации, используемых технологий и профессионализма специалистов, работающих над проектом.

Факторы, которые привели к разработке 3-мерного геологического моделирования:

— разработка математических алгоритмов 3-мерного моделирования;

— получение исходных данных в цифровом виде: обработка и интерпретация 3D сейсморазведки, геофизических исследований скважин и т.д.;

— появление 3-мерного гидродинамического моделирования, основой которого является геологическое моделирование;

— появление мощных компьютеров и рабочих станций, позволяющих выполнять сложные математические расчеты;

— возможность визуализации результатов;

— разработка коммерческих программ, обеспечивающих весь цикл построения 3-мерных моделей (загрузка, корреляция, построение карт и кубов ФЕС, визуализация, анализ данных, выдача графики и др.);

— представление о геологическом строении месторождений.

Под набором обычных слов «высококачественные данные ГИС и сейсморазведки» скрываются серьезные финансовые затраты.

Необходимо не просто записать стандартный комплекс ГИС, а провести широкополосную акустику, плотностной каротаж, ядерно-магнитные методы, Fullbore Formation MicroImager (FMI).

Создание адекватной модели месторождения требует немалых затрат.

Но что делать, когда о высоком качестве геолого-геофизической информации остается только мечтать?

Как построить в случае недостатка входных данных достоверную 3-мерную геологическую модель?

Как принять важное решение о судьбе того или иного нефтегазового актива, находящегося на стадии разведки или ввода в эксплуатацию?

Сегодня для решения задач в области анализа свойств резервуаров углеводородов и их распределения в межскважинном пространстве существует целый ряд апробированных технологий.

Множество публикаций в зарубежных и отечественных индустриальных изданиях посвящены успешным проектам, в ходе которых на основании комплексирования высококачественных данных ГИС и 3D сейсморазведки, удается получить кубы литотипов и пористости продуктивных отложений, а в некоторых случаях даже смоделировать насыщение ловушек.

При проведении сейсмики поставить сейсморазведку 3D высокой кратности с большими выносами, обработать данные с применением современных алгоритмов миграции до суммирования, применить сейсмическую инверсию на этапе интерпретационной обработки.

Отлаженная система взаимодействия всех участников процесса, несомненно, влияет на успешность конечного результата.

Ответить на эти вопросы поможет пример создания геологической модели на основе реального проекта.

По одному из Западно-Сибирских месторождений (юго-восточная часть нефтегазоносной провинции) перед специалистами IngenixGroup была поставлена задача аудита нефтегазового актива.

Факторами, значительно влияющими на достоверное решение, были низкое качество входной геолого-геофизической информации и временные рамки.

Конечной целью проекта являлась не просто оценка запасов, а принятие обоснованного инвестиционного решения.

Как уже отмечалось выше, в процессе создания геологической модели и подсчете запасов/ресурсов участвуют специалисты многих направлений.

Но единым связующим звеном для всех должна являться геология.

И в1 ю очередь необходимо понимание всеми специалистами условий осадконакопления.

Другими словами, в основе цифровой модели резервуара должна стоять седиментационная модель.

Только при таких условиях можно достоверно решить задачу геологического моделирования даже при недостаточности входных данных.

На 1 м этапе работы были проанализированы данные по 8 и скважинам, результаты обработки и интерпретации 3D сейсморазведки площадью 85 км 2 и отчеты предыдущих исследований.

По итогам проведенной экспертизы было принято решение о необходимости собственной переинтерпретации геолого-геофизической информации, и создании 3-мерной модели.

Для понимания детального строения объекта исследований анализировались данные по всей территории лицензионного участка недр, включая 2 соседних месторождения.

В результате в проект была вовлечена информация по 25 скважинам (23 из них пробурены в 1960- 1970 е гг), 1400 погонных км 2D профилей и куб 3D.

Целевой интервал отождествляется с пластом Ю₁ (верхнеюрский нефтегазоносный комплекс).

Такие выводы не дают однозначных ответов на главные вопросы: «В каких условиях происходило образование коллекторов? Какова морфология песчаных тел?»

Однако разрезы скважин свидетельствуют о сложной пространственной геометрии песчаных пластов.

В данной ситуации ключом к решению важнейшей задачи прогноза зон распространения коллекторов, является выяснение фациальной природы песчаных тел, т.е. условий их формирования.

В исследовании, проведенном Н. Ивановой применена методика комплексного фациального анализа, включающая в себя определение генезиса продуктивных пластов на основе геофизических, литологических и терригенно-минералогических данных.

Был проведен анализ электрометрических характеристик пластов (по конфигурации каротажных диаграмм ПС, КС и ГК, НГК) и обработан керновый материал по большому количеству скважин (макро- и микроскопические исследования).

На основании изучения терригенно-минералогических комплексов (ТМК) пород (ассоциаций минералов тяжелых фракций) доказано, что на протяжении верхней юры на большой территории исследований (куда входит и изучаемый лицензионный участок) господствовали континентальные условия осадконакопления.

Электрометрические характеристики пласта Ю₂ свидетельствуют о существовании речной системы еще во время накопления отложений тюменской свиты.

На рубеже тюменской и наунакской свит не происходит смены обстановок осадконакопления.

Пласты Ю_1/3+4 также формировались преимущественно в континентальных условиях, на фоне региональной регрессии моря.

Спокойный тектонический режим и выровненный рельеф предопределили развитие речной системы с меандрирующими руслами.

Отложения русел прослеживаются по целому ряду скважин.

Мощность коллекторов пласта Ю_1/3+4 на изучаемом ЛУ достигает 18 м.

Песчаники среднемелкозернистые плохосортированные с различными видами слоистости, с глинистым каолинит-хлоритовым цементом.

Вверх по разрезу зернистость уменьшается, улучшается сортировка, появляется сидерит, увеличивается количество ОВ.

Гранулометрический состав отложений русловых фаций свидетельствует о достаточно высокой энергии потока.

Генетически связанные с русловыми отложениями фации мелких проток и прирусловых песков встречены еще по ряду скважин. Песчано-алевритовые отложения имеют небольшую мощность до 5 м.

Эффективная толщина отложений песков разлива, береговых валов, прирусловых отмелей невелика (2-4 м), но площадь их распространения достаточно большая.

Фация заливных пойм с мелкопесчаным и алевролитовым материалом, с большим количеством углефицированного растительного детрита встречена в разрезах нескольких скважин на севере лицензионного участка.

Отложения заболоченных участков пойм, стариц, болот также выявлены в нескольких скважинах и представлены глинами с редкими тонкими прослоями алевролитов и песчаников.

Во время накопления пласта Ю_1/1+2 в региональном плане на фоне трансгрессии моря отмечается сокращение области континентальных обстановок накопления.

Лишь на отдельных палеовозвышенностях продолжает существовать речная система.

В целом отмечается понижение гидродинамического режима, русла становятся меандрирующими, большее распространение получают пойменные озерно-болотные отложения.

Мощности песчаных тел уменьшаются, возрастает алевритовая составляющая, происходит глинизация русловых отложений, увеличивается количество прослоев углей, что отражается и на конфигурации каротажных диаграмм.

Важными факторами, влияющими на фильтрационно-емкостные свойства коллекторов продуктивного интервала, являются гранулометрический состав и наличие цемента.

По результатам проведенных исследований было выяснено, что коллекторские свойства ухудшаются при увеличении содержания алевритовой фракции, при увеличении плотности пород и с повышением содержания глинистого и сидеритового цементов.

И, наоборот, значения пористости и проницаемости возрастают с увеличением песчаной фракции и снижением содержания глинистого цемента (в отложениях унаследованных палеорусел в одной из скважин значения фазовой проницаемости газа по результатам исследования керна достигают 460 мД).

Таким образом, в породах-коллекторах отложений палеорусел следует ожидать улучшенные фильтрационно-емкостные свойства.

Отложения песков разлива, береговых валов, прирусловых отмелей и пойменно-озерно-болотные обладают, соответственно, пониженными и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Пойменно-озерные-болотные фации чаще всего вообще не являются коллекторами.

На основе сведений о фациальной принадлежности образований в каждой скважине, полученными в результате проведенного анализа диаграмм ГИС и керна, была проведена статистическая обработка геолого-геофизической информации и сделаны следующие выводы.

1.Скважины, расположенные в пределах предполагаемых палеорусел, характеризуются:

— по данным ГИС и керна отмечаются улучшенные фильтрационно-емкостные свойства: пористость до 18 %, а проницаемость до 500 мД;

— по результатам испытаний в целом для пласта Ю₁ получены наиболее высокие дебиты газа (более 100 тыс м 3 /сутки).

2. Методика и процедуры построения геологической модели.

Для завершения этапа создания седиментационной модели месторождения, которая в 1 ю очередь базируется на фациальном анализе керна и кривых ГИС, необходима интерпретация волновой картины сейсмических данных и сведение всех результатов в единую карту распределения фаций.

Конфигурация отражений является самым выразительным признаком сейсмических фаций и позволяет установить основные характеристики напластований, по которым, в свою очередь, можно судить о процессах седиментации, о палеорельефе, о характере заполнения русел и т.д.

В результате анализа карт атрибутов и различных видов срезов по сейсмическому кубу в интервале пласта Ю₁ не было обнаружено классического отображения палеорусел в виде изменения интенсивности амплитуд или значительного «проседания» фаз, что обычно фиксируется на разрезах в палеоварианте.

Для выяснения этого явления было проведено моделирование изменений волнового поля в зависимости от свойствпласта и вмещающих пород.

В целом изучаемые отложения имеют достаточно выдержанные по разрезу акустические характеристики (Vp

На основе анализа модельных трасс был сделан вывод о том, что изменение свойств наиболее мощного пласта Ю_1/3+4 незначительно отражается на значениях амплитуд.

В то время как отсутствие или сокращение мощности угольных пропластков приводит к преображению всего волнового пакета, отождествляемого с отложениями наунакской свиты.

Таким образом, именно прослои углей в большей степени влияют на интенсивность сейсмической записи.

Тем не менее, с использованием алгоритма нейронных сетей были получены сейсмофациальные карты отдельно для пластов Ю_1/1+2 и Ю_1/3+4, характеризующие изменения волновой картины в многоатрибутном варианте.

В 1 м случае анализировались кубы: Relative Acoustic Impedance и Differentiation, во 2 м случае: Differentiation, куб амплитуд и Amplitude-Weighted Instantaneous Frequency.

Наиболее отчетливо и в том, и в другом случае выделяется зона развития пойменных отложений, что подтверждается полностью заглинизированным разрезом одной из скважин, расположенной на границе 3D съемки и отдельными маломощными прослоями коллекторов, вскрытых другой скважиной в пределах 3-мерной сейсмики.

Но самой информативной с точки зрения авторов данной работы стала карта сейсмофаций, рассчитанная в целом для интервала пласта Ю₁.

Были намечены предполагаемые границы мощного палеорусла шириной около 1,5- 2 км, характерного для пласта Ю_1/3+4.

А также ряд более узких, меандрирующих русел, свойственных для пласта Ю_1/1+2 и граница зоны распространения глинистых отложений.

Подобный анализ был также сделан и по профилям 2D.

Однако в силу нескольких причин (съемки разных лет, различные графы обработки, большое расстояние между профилями), полученные результаты менее достоверны.

Таким образом, на основании сведений регионального характера, геолого-геофизической информации по скважинам и по результатам интерпретации данных сейсморазведки 2D/3D, было выполнено картирование русловых фаций продуктивных отложений пластов Ю_1/1+2 и Ю_1/3+4.

Факт существования зон глинистых пойменных отложений позволил обоснованно разделить залежи пласта Ю₁ соседних месторождений, в которых газоводяной контакт различается на 10 ки метров.

Корректное решение задачи количественной оценки свойств резервуара Ю₁ в межскважинном пространстве в данных условиях не представляется возможным.

Ее применение может привести лишь к недостоверным результатам.

Целый ряд факторов указывает на это:

— моделирование изменений сейсмической картины в зависимости от различных свойств коллекторов и вмещающих пород показало, что интенсивность амплитуд волнового пакета в большей степени зависит от наличия угольных пропластков, а не от вариаций эффективной мощности пласта и/или пористости;

— проведенный петрофизический анализ дает основание сделать вывод, что по значениям акустического импеданса невозможно разделить изучаемые отложения на коллектор и неколлектор (глинистые разности).

В связи с вышесказанным было принято решение о принятии результатов седиментационного анализа в качестве основы 3-мерной геологической модели.

Были построены трендовые карты эффективных толщин на основании сейсмофациальных карт и общих принципов распространения русловых отложений.

Куб литологии создавался с учетом особенностей строения палеорусел, протяженности осадочных тел, сообщаемости отдельных пропластков и их распределения по вертикали.

Итогом работы стал ввод изучаемого месторождения на стадию эксплуатации.

На сегодняшний день пробурены 4 эксплуатационные скважины.

Новые данные полностью подтвердили подход к пониманию геологического строения залежи, структурный план и наличие зон коллекторов с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

1. Итог работы зависит от состава проектной группы и коммуникаций внутри этой группы.

На первый взгляд, такая последовательность процесса оправдана.

Научно-исследовательские центры или институты имеют свои подразделения, занимающиеся интерпретацией сейсмических данных, петрофизическими исследованиями, геологическим и гидродинамическим моделированием.

Каждое подразделение выполняет свою задачу и передает результат своей работы смежному подразделению.

Кроме того, существует практика заказа исследований в нескольких научно-исследовательских центрах. Каждый институт выполняет определенную часть проекта.

Заказчик в этом случае получает дополнительную экспертизу (каждая последующая цепочка в процессе является некоторым аудитором предыдущего исполнителя).

С другой стороны, такая последовательность приводит к потере обратной связи между экспертами разных специализаций.

Не секрет, что экспертиза или интерпретация разных специалистов могут быть диаметрально противоположными (что естественно на начальной стадии разработки месторождений).

Это происходит по ряду причин: разные уровни профессионализма, опыта, знаний, объемов исходной информации.

Заказчик должен иметь свою квалифицированную экспертизу, чтобы быть «рефери» в случае неоднозначных выводов от разных исполнителей.

Крупные нефтяные и газовые компании решают эти проблемы через создание собственных научно-аналитических центров.

Но и это не дает гарантию качественной оценки проекта.

Единственным решением проблемы коммуникаций является создание комплексной группы специалистов.

Члены этой команды имеют возможность работать в тесном взаимодействии.

Чаще всего, оценка проекта состоит из множества итераций.

Вышеописанный случай подтверждает, что интерпретация сейсмических данных невозможна без создания геологической концепции модели еще на первом этапе исследований.

Изучение региональных трендов геологического строения залежей позволяет понять подходы к сейсмическому моделированию.

Сейсмическое моделирование устанавливает взаимосвязи между волновым полем (интенсивностью и формой записи) в зависимости от изменения петрофизических свойств изучаемого интервала (пористости, литологии, насыщения).

Это дает возможность оценить, в какой мере сейсмические данные чувствительны к изменению коллекторских свойств, и установить критерии для последующего их прогноза по сейсмическим данным.

Суть петрофизического обоснования заключается в поиске корреляционных связей между упругими параметрами и коллекторскими свойствами изучаемых отложений.

В процессе такого анализа также оценивается эффективность использования результата инверсионных преобразований для прогноза свойств коллекторов и разделения литотипов в поле упругих параметров.

По найденным зависимостям строятся прогнозные карты, характеризующие изменение петрофизических свойств по площади и рассчитываются кубы литологии, пористости.

Все эти процедуры взаимосвязаны и нацелены на построение качественной геологической модели.

В описании методики изучений сейсмическая инверсия, как технология прогноза эффективных толщин и пористости, не будет эффективной в данном исследовании.

Применение этой технологии может привести лишь к недостоверным результатам.

Но чаще всего, исполнители не готовы сообщить заказчику о неоправданности каких-либо запланированных процедур, потому что не хотят терять доходы.

Это вторая проблема исследовательских институтов или сервисных компаний, осуществляющих оценку проектов.

Для нефтегазовых компаний важно получить качественную, но недорогую оценку.

Сервисные компании готовы сделать качественную модель, но не готовы терять рентабельность своего бизнеса (что может произойти, если фактические трудозатраты превысят плановые показатели). Оценить трудозатраты до начала анализа практически невозможно.

Исполнитель не знает качества материала и не может определить какая методика даст наиболее верный результат.

Но в этом случае нефтяные компании должны быть готовы платить за качество, а исполнители должны быть максимально правдивы.

Источник