CC BY
28
УДК 550.81
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2018-10210
ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ С ЦЕЛЬЮ ОЦЕНКИ ВТОРИЧНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ СВОЙСТВ КОЛЛЕКТОРОВ
В.Ю. КЕРИМОВ, д.г.-м.н., проф., проректор по научной работе Российский государственный геолого-разведочный университет им. Серго Орджоникидзе (Россия, 117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, д. 23). E-mail: vagif.kerimov@mail.ru
А.В. ОСИПОВ, к.г.-м.н., доцент, кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа
Л.И. КЕРИМОВА, к.г.-м.н., н.с. кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа
Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина (национальный исследовательский университет) (Россия, 119991, Москва, Ленинский пр., д. 65). E-mail: osipov.a@gubkin.ru
Основной целью геомеханического моделирования является выявление локального поля напряжений и оценка его влияния на появление новых или изменение степени раскрытости существующих трещин. При этом реконструкция напряженно-деформированного состояния горного массива имеет первостепенное значение для прогноза проницаемости нефтенасыщенных пластов. В статье представлены результаты проведения геомеханического моделирования, а также определены аномально высокие значения вторичной проницаемости глубоких горизонтов Предуральского краевого прогиба, которые являются наиболее благоприятными участками для поисков залежей нефти и газа.
Ключевые слова: геомеханическое моделирование, углеводородные системы, этапы и стадии, коллектора, нефтенасыщенные пласты, локальное поле, трещиноватость.
При разведке месторождений нефти и газа важной задачей является оценка вторичных фильтрацион-но-емкостных свойств коллекторов, которая весьма удачно может решаться геомеханическим моделированием.
Технология оценки вторичной флюидной проницаемости горных пород для оценки вторичных фильтрационно-ем-костных свойств коллекторов представлена на рис. 1.
|Рис. 1. Технология оценки вторичной флюидной проницаемости горных пород
Оценка современного напряженного состояния горного массива, выполненная структурно-геологическими, геоморфологическими и геодезическими методами
О
Создание 3D геомеханической модели объекта изучения.
О
Создание аналитической дискретной модели трещиноватости с помощью программного модуля Fracture modelling от компании ROXAR >
j
О
Расчёт 3D модели проницаемости методом двойного пространства {модель с двойной пористостью / двойной проницаемостью)
Методика построения аналитической дискретной модели трещиноватости
Ниже описаны результаты геомеханического моделирования глубоких горизонтов Предуральского краевого прогиба. Геодинамическое моделирование позволяет прогнозировать вторичную пористость и проницаемость в меж-скважинном пространстве. Важнейшим методом оценки упругих, а затем и пластических деформаций является трехмерное геодинамическое моделирование, выполненное с помощью специализированного программного обеспечения. Использование данной технологии дает возможность, интегрируя разнообразную структурно-геологическую информацию, построить физически обоснованную дискретную модель трещиноватости - Discrete Fracture Network, а затем методом двойного пространства спрогнозировать фильтрационно-емкостные свойства пород. При этом возникает необходимость определить, какая доля флюидного потока будет фильтроваться по трещинам, а какая по межзерновым порам (классический коллектор). Соотношение первичной и вторичной проницаемости индивидуально для каждого резервуара. Особо отметим, важность изучения современного поля напряжений, определяющего тектоническую активность трещин. Реализация технологии оценки вторичной флюидной проницаемости
2 • 2018
55
Рис. 2. Дискретная модель трещиноватости поднадвиговых зон Предуральского краевого прогиба, построенная по геомеханическим параметрам
горных пород показаны на примере глубоких горизонтов Предуральского краевого прогиба.
Для создания аналитической дискретной модели трещиноватости использовалось программное обеспечение Create Fracture Model, которое позволяет использовать тренды (зависимости), полученные в результате геомеханического моделирования. Расположение трещин можно достаточно надежно прогнозировать, используя независимые геолого-структурные параметры. В результате создается основа для аналитической дискретной модели тре-щиноватости (рис. 2). В программе Create Fracture Model трещины генерируются случайным распределением «затравок». Трещины создаются согласно плотности рассчитанных трендов и данных об их ориентировках. При пересечении с трещиной из другого семейства учитывается их взаимодействие. Трещины «выращиваются» до тех пор, пока не будет достигнута требуемая плотность. На следующем шаге моделирования выполняется оценка влияния длины и изменчивости параметров трещин. Необходимо добиться наилучшего соответствия сети трещин с геолого-геофизическими или эксплуатационными параметрами. После чего можно оценить сообщаемость полученной сети разломов и перейти к гидродинамическому моделированию, используя метод двойного пространства (двойной пористости и проницаемости). Геомеханическая модель глубокозалега-ющих горизонтов Предуральского краевого прогиба базируется на 3D структурно-геологических моделях, построенных в программном комплексе Roxar и представляющая собой поле координат в объеме X, Y, Z.
Для описания сложных коллекторов, обладающих значительным количеством трещин, при моделировании фильтрационных процессов в пласте применяется метод двойного пространства.
Первичная пористость и проницаемость, связанная с межзерновыми параметрами терригенного коллектора, изучается с помощью традиционных методов. Вторичная - с помощью специальных тектонофизических методов, позволяющих прогнозировать плотность, апертуру и ориентировку систем трещин. Расчеты появления новообразованных трещин в горных породах делались на основании математической модели Мора-Кулона, описывающей
|Рис. 3. Трехмерные модели: а - разломов; б - максимальной кривизны
зависимость появления касательных напряжений от величины приложенных нормальных напряжений. Таким образом, было выполнено прогнозное моделирование вторичной трещиноватости глубокозалегающих горизонтов. Данный этап выполнялся с помощью программного обеспечения Create Fracture Model, который позволяет использовать зависимости, полученные в результате геомеханического моделирования, для прогноза появления разно
Рис. 4. Карта распределения значений вторичной трещиноватости
ориентированных систем трещин. И наконец, на последнем этапе работ, был выполнен расчет вторичной пористости и проницаемости с использованием метода двойного пространства геологической среды. С помощью программного комплекса QGIS были оцифрованы разломы, и по результатам построения 3D моделей и соответственно перевода карты в цифровой вид, была построена модель разломов по двум поверхностям - кровлям артинского яруса нижнепермской системы и башкирского яруса среднекаменно-угольной системы (рис. 3а). За основу были взяты данные модели и подсчитаны параметры Max Curvature (значение максимальной кривизны пород) (рис. 3б).
В результате выполненных расчетов удалось оценить степень вторичной проницаемости глубоких горизонтов Предуральского краевого прогиба. Максимальные значения трещиноватости, а следовательно, и вторичной проницаемости были выявлены по всей территории прогиба (рис. 4). Данные участки вытянуты вдоль восточного борта Предуральского краевого прогиба и занимают
наиболее погруженные области. Аномально высокие значения вторичной проницаемости прогнозируются на участке от п. Преображенка до п. Октябрьское, вытянутом в субмеридиональном направлении от г. Саракташ до г. Соль-Илецк, вытянутые в субширотном направлении. Выявленные области повышенных значений вторичной проницаемости являются наиболее благоприятными участками для поисков залежей нефти и газа.
Заключение
В результате проведения геомеханического моделирования была проведена оценка степени и определены аномально высокие значения вторичной проницаемости глубоких горизонтов Предуральского краевого прогиба, которые являются наиболее благоприятными участками для поисков залежей нефти и газа. Новейшая геодинамика является одним из определяющих факторов, влияющих на формирование залежей углеводородов, имеющих трещиноватый и порово-трещинный коллектор.
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Бакиров А.А., Бакиров Э.А., Габриэлянц Г.А. и др. Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа: учеб. для вузов. В 2 кн. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М.: Недра, 2011. 412 с.
2. Зайцев В.А. Использование геомеханической модели нефтегазового месторождения для оценки вторичной проницаемости: Тез. науч.-практ. конф. «Проблемы разработки нефтяных месторождений в условиях сильных пластовых и флюидальных неоднородностей». Тюмень, 2015. С. 5-7.
3. Короновский Н.В., Зайцев В.А., Панина Л.В. Современная геодинамика Скифской плиты по данным тектоно-физического моделирования // Тектоника и геодинамика складчатых поясов и платформ фанерозоя. 2010. Т. 1. С. 372-376.
4. Бахтизин Р.Н., Шемяков А.О., Керимов В.Ю. и др. Курс «История специальности» как реализация гуманитаризации технического образования // История и педагогика естествознания. 2016. № 4. С. 9-16.
5. Богоявленский В.И., Керимов В.Ю., Ольховская О.О., Мустаев Р.Н. Повышение эффективности и безопасности поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа на акватории Охотского моря // Территория Нефтегаз. 2016. № 10. С. 24-32.
6. Керимов В.Ю. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. 2012. № 1. С. 41.
7. Керимов В.Ю. Становление и современное состояние фундаментального базиса прогнозирования нефтегазоносности недр // Технологии нефти и газа. 2015. № 5 (100). С. 17-25.
8. Керимов В.Ю., Бондарев А.В. Условия формирования и перспективы поисков скоплений углеводородов в меловых и юрских отложениях Большехетской впадины // Нефтяное хозяйство. 2014. № 6. С. 86-90.
9. Керимов В.Ю., Бондарев А.В., Осипов А.В., Серов С.Г. Эволюция генерационно-аккумуляционных углеводородных систем на территории Байкитской антеклизы и Курейской синеклизы (Восточная Сибирь) // Нефтяное хозяйство. 2015. № 5. С. 39-42.
10. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Сенин Б.В., Лавренова Е.А. Задачи бассейнового моделирования на разных этапах геолого-разведочных работ // Нефтяное хозяйство. 2015. № 4. С. 26-29.
11. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Серикова У.С. Проектирование поисково-разведочных работ на нефть и газ: учеб. пособ. М.: ИНФРА-М, 2016. 200 с.
12. Керимов В.Ю., Мустаев Р.Н., Толстов А.Б. Методология проектирования в нефтегазовой отрасли и управление проектами: учеб. пособ. М.: ИНФРА-М, 2016. 124 с.
13. Керимов В.Ю., Мухтарова Х.З., Мустаев Р.Н. Дизъюнктивные нарушения и их роль в формировании и разрушении залежей нефти и газа в Южном Каспии // Нефть, газ и бизнес. 2011. № 6. С. 18-26.
14. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Монакова А.С., Захарченко М.В. Особенности формирования и нефтегазонос-ность складчато-надвигового пояса Урала // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. 2012. № 2. С. 4-14.
15. Керимов В.Ю., Осипов А.В., Мустаев Р.Н.Новые направления подготовки кадров для топливно-энергетического комплекса // История и педагогика естествознания. 2016. № 4. С. 6-8.
16 Керимов В.Ю., Серикова У.С., Мустаев Р.Н., Гулиев И.С. Нефтегазоносность глубокозалегающих отложений Южно-Каспийской впадины // Нефтяное хозяйство. 2014. № 5. С. 50-54.
17. Керимов В.Ю., Сизиков Е.А., Синявская О.С., Макарова А.Ю. Условия формирования и поиски залежей УВ в турбидитовых коллекторах Охотского моря // Нефть, газ и бизнес. 2015. № 2. С. 32-37.
18. Керимов В.Ю., Хантшел Т., Соколов К., Сидорова М.С. Применение технологии бассейнового моделирования - программного пакета Petromod в учебном процессе РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина // Нефть, газ и бизнес. 2011. № 4. С. 38-47.
19. Керимов В.Ю., Топалова Т., Зайцев О. и др. Моделирование нефтегазовых геосистем и осадочных бассейнов // Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. 2012. № 1 (1). С. 41-50.
20. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Серикова У.С. Геологические риски при поисках и разведке месторождений нефти и газа и пути их снижения // Нефть, газ и бизнес. 2014. № 8. С. 44-52.
21. Керимов В.Ю., Шилов Г.Я., Скрипка А.А. Особенности распределения зон АВПоД в недрах Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений и их связь с нефтегазоносностью разреза // Нефть, газ и бизнес. 2010. № 6. С. 45-48.
22. KerimovV.Yu., Rachinsky M.Z. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs // Scrivener Publishing Wiley. USA, 2015. 613 p.
2 • 2011
57
GEOMECHANICAL MODELING AND ESTIMATION OF SECONDARY FILTRATION-CAPACITY PROPERTIES OF COLLECTORS
KERIMOV V.YU., Dr. Sci. (Geol.-Min.), Prof., Vice-rector for scientific work
Russian State Geological prospecting University (23, Miklouho-Maklay's St., 117997, Moscow, Russia). E-mail: vagif.kerimov@mail.ru
OSIPOV A.V., Cand. Sci. (Geol.-Min.), Assoc. Prof. of the Department of Theoretical Basics of Prospecting and Exploration of Oil and Gas
KERIMOVA L.I., Cand. Sci. (Geol.-Min.), Researcher of the Department of Theoretical Basics of Prospecting and Exploration of Oil and Gas
Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) (65, korp.1, Leninskiy Pr., 119991,
Moscow, Russia). E-mail: osipov.a@gubkin.ru
ABSTRACT
The main purpose of geomechanical modeling is to identify the local stress field and assess of its impact on the emergence of new ones or changing the degree of disclosure of existing cracks. At the same time, the reconstruction of the stressstrain state of the rock mass is of paramount importance for the prediction of the permeability of oil-saturated layers. The article presents the results of geomechanical modeling, as well as the abnormally high values of the secondary permeability of the deep horizons of the pre-Ural boundary deflection, which are the most favorable sites for the search for oil and gas deposits.
Keywords: geomechanical modeling, hydrocarbon systems, stages and phases, reservoirs, oil-saturated layers, local field, fracturing.
REFERENCES
1. Bakirov A.A., Bakirov E.A., Gabrielyants G.A. Teoreticheskiye osnovy prognozirovaniya neftegazonosnosti nedr [Theoretical basis for forecasting the oil and gas potential of subsoil]. Moscow, Nedra Publ., 2011. 412 p.
2. Zaytsev V.A. Ispol'zovaniye geomekhanicheskoy modeli neftegazovogo mestorozhdeniya dlya otsenki vtorichnoy pronitsayemosti [Use of the geomechanical model of the oil and gas field to estimate the secondary permeability]. Trudy nauch.-prakt. konf. «Problemy razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy v usloviyakh sil'nykh plastovykh i flyuidal'nykh neodnorodnostey» [Proc. scientific-practical conf. «Problems of development of oil fields in conditions of strong formation and fluid inhomogeneities»]. Tyumen, 2015, pp. 5-7.
3. Koronovskiy N.V., Zaytsev V.A., Panina L.V Modern geodynamics of the Scythian plate according to the data of tectonics and physical modeling. Tektonika i geodinamika skladchatykh poyasov i platform fanerozoya. 2010, vol. 1, pp. 372-376 (In Russian).
4. Bakhtizin R.N., Shemyakov A.O., Kerimov V.YU. Course «History of the specialty» as the realization of the humanitarization of technical education. Istoriya ipedagogika yestestvoznaniya, 2016, no. 4, pp. 9-16 (In Russian).
5. Bogoyavlenskiy V.I., Kerimov V.YU., Ol'khovskaya O.O., Mustayev R.N. Increase of efficiency and safety of prospecting, exploration and development of oil and gas fields in the water area of the Sea of Okhotsk. Territoriya Neftegaz, 2016, no. 10, pp. 24-32 (In Russian).
6. Kerimov V.YU. Modeling of oil and gas geosystems and sedimentary basins. Teoreticheskiye osnovy i tekhnologii poiskov i razvedki nefti i gaza, 2012, no. 1, p. 41 (in Russian).
7. Kerimov V.YU. Formation and the current state of the fundamental basis for forecasting the oil and gas potential of the subsoil Tekhnologii nefti i gaza, 2015, no. 5 (100), pp. 17-25 (in Russian).
8. Kerimov V.YU., Bondarev A.V. Formation conditions and prospects for the search for hydrocarbon accumulations in the Cretaceous and Jurassic deposits of the Bolshekhetskaya Depression. Neftyanoye khozyaystvo, 2014, no. 6, pp. 86-90 (In Russian).
9. Kerimov V.YU., Bondarev A.V., Osipov A.V., Serov S.G. Evolution of generation-accumulation hydrocarbon systems in the territory of Baykitskaya anteclise and the Kureyskaya syneclise (Eastern Siberia). Neftyanoye khozyaystvo, 2015, no. 5, pp. 39-42 (In Russian).
10. Kerimov V.YU., Mustayev R.N., Senin B.V., Lavrenova Ye.A. Tasks of basin modeling at different stages of geological exploration. Neftyanoye khozyaystvo, 2015, no. 4, pp. 26-29 (in Russian).
11. Kerimov V.YU., Mustayev R.N., Serikova U.S. Proyektirovaniyepoiskovo-razvedochnykh rabotna neft' igaz [Designing exploration for oil and gas]. Moscow, INFRA-M Publ., 2016. 200 p.
12. Kerimov V.YU., Mustayev R.N., Tolstov A.B. Metodologiya proyektirovaniya v neftegazovoy otrasli i upravleniye proyektami [Design methodology in the oil and gas industry and project management]. Moscow, INFRA-M Publ., 2016. 124 p.
13. Kerimov V.Yu., Mukhtarova KH.Z., Mustayev R.N. Disjunctive disturbances and their role in the formation and destruction of oil and gas deposits in the Southern Caspian. Neft', gaz ibizne, 2011, no. 6, pp. 18-26 (In Russian).
14. Kerimov V.YU., Osipov A.V., Monakova A.S., Zakharchenko M.V. Features of the formation and oil and gas content of the fold-thrust belt of the Urals. Teoreticheskiye osnovy i tekhnologii poiskov i razvedki nefti i gaza, 2012, no. 2, pp. 4-14 (In Russian).
15. Kerimov V.YU., Osipov A.V., Mustayev R.N. New directions of personnel training for the fuel and energy complex. Istoriya i pedagogika yestestvoznaniya, 2016, no. 4, pp. 6-8 (In Russian).
16. Kerimov V.YU., Serikova U.S., Mustayev R.N., Guliyev I.S. Oil and gas content of deep-seated sediments of the South Caspian depression. Neftyanoye khozyaystvo, 2014, no. 5, pp. 50-54 (In Russian).
17. Kerimov V.YU., Sizikov Ye.A., Sinyavskaya O.S., Makarova A.YU. Conditions for formation and search of hydrocarbon deposits in turbidite reservoirs of the Okhotsk Sea. Neft', gaz i biznes, 2015, no. 2, pp. 32-37 (In Russian).
18. Kerimov V.YU., Khantshel T., Sokolov K., Sidorova M.S. The application of basin modeling - Petromod software package in the educational process of the Russian state University of oil and gas named after I. M. Gubkin. Neft', gaz i biznes, 2011, no. 4, pp. 38-47 (In Russian).
19. Kerimov V.YU., Topalova T., Zaytsev O. Modeling of oil and gas geosystems and sedimentary basins. Teoreticheskiye osnovy i tekhnologii poiskov i razvedki nefti i gaza, 2012, no. 1 (1). pp. 41-50 (In Russian).
20. Kerimov V.YU., Shilov G.YA., Serikova U.S. Geological risks in prospecting and exploration of oil and gas fields and ways to reduce them. Neft', gaz i biznes, 2014, no. 8, pp. 44-52 (In Russian).
21. Kerimov V.YU., Shilov G.YA., Skripka A.A. Peculiarities of distribution of AVPOD zones in the depths of the West Messoyakhskoye and East Messoyakhskoye deposits and their connection to the oil and gas content of the section. Neft', gaz i biznes, 2010, no. 6, pp. 45-48 (In Russian).
22. KerimovV.Yu., Rachinsky M.Z. Fluid dynamics of oil and gas reservoirs. Wiley, Scrivener Publ., 2015. 613 p.
