CC BY
18
УДК 550.832
DOI: 10.18303/2618-981 X-2018-4-5 3 -60
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ СКВАЖИННОЙ ГЕОЭЛЕКТРИКИ НА ОСНОВЕ ЕДИНОЙ МНОГОФИЗИЧНОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА НА ПРИМЕРЕ ЮРСКОГО НЕФТЯНОГО КОЛЛЕКТОРА
Дарья Михайловна Павлова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, инженер лаборатории электромагнитных полей, тел. (383)330-49-53, e-mail: [email protected]
Игорь Николаевич Ельцов
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, доктор технических наук, профессор, директор; Новосибирский государственный технический университет, 630073, Россия, г. Новосибирск, пр. К. Маркса, 20, зав. кафедрой геофизических систем, тел. (383)330-49-53, e-mail: [email protected]
Галина Владимировна Нестерова
Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, 630090, Россия, г. Новосибирск, пр. Академика Коптюга, 3, кандидат технических наук, старший научный сотрудник лаборатории электромагнитных полей, тел. (383)330-49-53, e-mail: [email protected]
Проведена интерпретация каротажных данных для Русскинского и Тевлинско-Русскинского месторождений (пласт ЮС2) на основе единой многофизичной модели. Оценено влияние входных параметров единой модели на радиальное распределение удельного электрического сопротивления (анализ чувствительности). Мультидисциплинарный подход к интерпретации позволяет повысить достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Ключевые слова: фильтрационное моделирование, геомеханические условия, ВИКИЗ, боковое каротажное зондирование, интерпретация скважинных данных, зона проникновения.
ELECTRIC LOGGING DATA INTERPRETATION USING FORMATION MULTIPHYSICAL MODEL ON THE EXAMPLE OF THE JURASSIC OIL RESERVOIR
Darya M. Pavlova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Engineer, Laboratory of Electromagnetic Fields, phone: (383)330-49-53, e-mail: [email protected]
Igor N. Yeltsov
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, D. Sc., Professor, Director; Novosibirsk State Technical University, 20, Prospect K. Marx St., Novosibirsk, 630073, Russia, Head of Department of Geophysical Systems, phone: (383)333-29-00, e-mail: [email protected]
Galina V. Nesterova
Trofimuk Institute of Petroleum Geology and Geophysics SB RAS, 3, Prospect Аkademik Koptyug St., Novosibirsk, 630090, Russia, Ph. D. Senior Researcher, Laboratory of Electromagnetic Fields, phone: (383)330-49-53, e-mail: [email protected]
Electric well-logs of Russkinsky and Tevlinsko-Russkinsky fields (formation YuS2) was interpreted using multiphysical model. Influence of input parameters of coupled model on radial distribution of electric resistivity was estimated (sensitivity analysis). Multiphysics interpretation of the data of geophysical well logging improves formation evaluation.
Key words: well logging, VIKIZ, BKZ, stress-strain state, invaded zone, filtrational simulation.
Объектом исследования является юрский нефтяной коллектор (ЮС2), выделяемый в скважинах Сургутского свода в Западной Сибири. Освоение запасов углеводородов в пласте осуществляется недостаточно эффективно - текущие коэффициенты извлечения нефти по залежам, приуроченные к нему, не превышают первых процентов [Барков, 2000].
Коллектор представлен мелко-, реже среднезернистыми песчаниками с каолинито-гидрослюдистым цементом порового и базального типов с алевро-литовыми и глинистыми прослоями [Конторович и др., 2010]. Пласт ЮС2 характеризуется большой глубиной залегания (2 700-2 900 м), высокой нефтена-сыщенностью (85-95 %), сильной региональной и латеральной изменчивостью, сложным строением проницаемой части разреза и средними фильтрационными свойствами (проницаемость 8-20 мД, пористость 15-19 %) [Цику, 2015; Нечаева и др., 2016]. Толщина горизонта может варьироваться от 2-3 м на крупных поднятиях до 40 м в крупных депрессиях.
ЮС2 является сложным объектом для традиционной методики интерпретации данных геофизического исследования в скважинах (ГИС). В связи с высокой минерализацией пластовой воды (25-40 г/л), высокой нефтенасыщенно-стью пласта и низкой минерализацией используемого бурового раствора (1 г/л -Русскинское месторождение и 8 г/л - Тевлинско-Русскинское месторождение), зона проникновения может иметь очень сложное строение, и вполне возможно, будет иметь место высокая неоднозначность решения обратной задачи по определению петрофизических свойств пласта.
Для повышения достоверности определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта в ИНГГ СО РАН разработана методика интерпретации данных скважинной геоэлектрики на основе единой многофи-зичной модели. Совместное моделирование геомеханических и гидродинамических процессов в окрестности скважины проводится многими авторами [Moinfar et al., 2013; Lautenschlager, 2013; Alpak, 2015; Meguerdijian et al., 2017]. Оно также является составной частью построения единой мультифизичной модели, включающей геоэлектрические, гидродинамические и геомеханические параметры и учитывающей изменение в процессе бурения напряженно-деформированного состояния геологической среды, используемой авторами [Нестерова и др., 2014; Ельцов и др., 2014; Павлова и др., 2017].
Предлагаемая методика использована при интерпретации данных ГИС, полученных в скважинах двух нефтяных месторождений Западной Сибири - Рус-скинского и Тевлинско-Русскинского. Радиусы обеих скважин равны 108 мм.
Толщина пласта ЮС2 на Русскинском месторождении (скважина 1) составляет около 11 м, верхняя половина коллектора является однородной, неф-тенасыщенность составляет 93-97 %. Толщина пласта на Тевлинско-Русскин-ском месторождении (скважина 2) составляет около 2 м, низкоомные вышележащие отложения вносят помеху в данные ВИКИЗ и БКЗ, что осложняет автоматизированное снятие пластовых отчетов. Нефтенасыщенность коллектора -74-78 %.
Измерения ВИКИЗ и БКЗ в скважине 1 проводились одновременно, в скважине 2 с небольшим временным интервалом, что означает отсутствие практически значимых изменений в зоне проникновения между измерениями. Это позволяет провести совместную инверсию данных ВИКИЗ и БКЗ в программном пакете EMF Pro [Эпов и др., 2010].
В результате совместной инверсии данных высокочастотного индукционного каротажного изопараметрического зондирования (ВИКИЗ) и бокового каротажного зондирования (БКЗ) определялись значения удельного электрического сопротивления (УЭС) и радиусы радиальных зон от скважины к неизмененной части пласта. Был получен набор эквивалентных радиально-слоистых моделей. Особый интерес для дальнейшего исследования представляет высоко-омный цилиндрический слой небольшой толщины (промытая зона), полученный для Русскинского месторождения. Его высокое УЭС (более 120 Омм во всех эквивалентных моделях) может быть связано не только с проникновением пресного фильтрата глинистого бурового раствора в поры прискважинной области пласта, но и с уплотнением горных пород в этой зоне из-за механического воздействия в процессе бурения.
Для уменьшения области эквивалентности при решении обратной задачи геофизики и определения ФЕС коллектора было проведено гидродинамическое (фильтрационное) моделирование с учетом напряженно-деформированного состояния среды и геомеханических характеристик пород с использованием программного комплекса GEHM [Назаров и др., 2012].
Входные параметры модели определялись по данным геолого-технологических исследований (ГТИ) скважины и результатам исследования керна. Гидрофизические параметры модели коллектора (пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др.) варьировались так, чтобы радиальный профиль УЭС этой модели соответствовал профилю, определенному на первом этапе интерпретации.
Перед проведением фильтрационного моделирования было оценено влияние изменения входных параметров модели коллектора на радиальное распределение УЭС. Для этого на кривой УЭС выделялись три характеристические точки: точка максимального и минимального значения УЭС в измененной зоне и точка в неизмененной части пласта. Исследовалось влияние значений УЭС в характеристических точках и расстояния от центра скважины до точек 1 и 2 (рис. 1).
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 Расстояние от оси скважины, м
Рис. 1. Характеристические точки на радиальном профиле УЭС
Была задана погрешность определения УЭС измененной зоны - 4 %, а УЭС пласта - 5 %, что характерно для экспериментальных данных ГИС, и построены интервалы неопределенности для параметров единой многофизичной модели (табл. 1). Расчеты проводились по методу линейного анализа чувствительности, программная реализация М.Н. Никитенко, ИНГГ СО РАН [Эпов и др., 2015]. С помощью этого алгоритма можно установить диапазоны неопределенности для параметров многофизичной модели.
Таблица 1
Максимальные погрешности определения параметров модели пласта ЮС2
по УЭС в характеристических точках
Максимальная
Параметры Базовые Интервал погрешность
модели значения неопределенности определения параметра, %
Плотность вмещающих горных пород 2 400 кг/м3 1 719-3 350 кг/м3 40
Вязкость пластовой нефти 0.378 10-3 Па с 0.3-0.58 10"3 Пас 53
Проницаемость пласта 10 мД 4.7-21.4 мД 114
Пористость пласта 17 % 16.7-17.3 % 2
Водонасыщенность 9.7 % 9.3-10.1 % 4
Минерализация пластовой воды 28 г/л 27.3-28. 7 г/л 3
Минерализация бурового раствора 1 г/л 0.9-1.1 г/л 5
Полученные величины отражают чувствительность радиального распределения УЭС к параметрам единой геофизической модели.
По результатам расчетов наибольшую чувствительность УЭС имеет к таким параметрам, как пористость, нефтенасыщенность, минерализация пластовой воды и бурового раствора и характеристикам глинистой корки (пористость и проницаемость). Значительно меньше на результат моделирования влияют предел прочности породы на сдвиг, исходная проницаемость пласта и плотность вмещающих горных пород.
Уменьшение проницаемости пород в прискважинной зоне, вызванное уплотнением горных пород из-за механического воздействия при бурении, приводит к увеличению УЭС промытой зоны и расширению внешних границ зоны проникновения.
Некоторые параметры, такие как минерализация бурового раствора и проницаемость прискважинной зоны, имеют наибольшее влияние на УЭС измененной зоны. А водонасыщенность, пористость и минерализация пластовой воды оказывают наибольшее влияние на УЭС пласта.
В результате количественной интерпретации на основе единой многофизич-ной модели получены ФЕС коллектора. Из множества эквивалентных геоэлектрических моделей, полученных в ходе инверсии данных ГИС, установлены удовлетворяющие гидродинамическим и геомеханическим условиям (рис. 2).
УЭС, Омм УЭС, Омм
0,0 0,5 1,0 1,5 0,0 0,5 1,0 1,5
Расстояние от оси скважины, м Расстояние от оси скважины, м
Рис. 2. Радиальный профиль УЭС по данным гидродинамического
моделирования (синяя и зеленая линии) и одномерная радиально-слоистая
модель, полученная в результате инверсии данных ВИКИЗ и БКЗ:
слева - для Русскинского месторождения; справа - для Тевлинско-Русскинского месторождения
Использование фильтрационного моделирования позволяет сузить область эквивалентности геоэлектрических моделей пласта исключением решений, неудовлетворяющих физике проникновения, уменьшить неоднозначность решения обратной задачи и повысить достоверность определения ФЕС продуктивного пласта (табл. 2).
Таблица 2
ФЕС коллектора, определенные в результате интерпретации на основе единой многофизичной модели
Параметр пласта Русскинское месторождение Тевлинско-Русскинское месторождение
Пористость пласта, % 17 17
Нефтенасыщенность, % 90.3 74.46
Проницаемость пласта, мД 10 20
Проницаемость пород вблизи скважины после воздействия, мД 6 20
Выводы
Для Русскинского месторождения установлено, что наличие высокоомного слоя можно объяснить двумя одновременно происходящими процессами: образованием зоны уплотнения породы вблизи скважины в результате механического воздействия в процессе бурении и замещением свободных соленой пластовой воды и нефти фильтратом пресного глинистого бурового раствора.
В скважине Тевлинско-Русскинского месторождения наличие высокоомного прискважинного слоя не установлено. Отсутствие зоны уплотнения может быть обусловлено использованием более соленого полимер-глинисто-карбонатного бурового раствора и другими геомеханическими условиями при бурении.
Работа выполнена при поддержке гранта РФФИ № 16-05-00830.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Барков С. Л. Методы геолого-промыслового моделирования залежей нефти с труд-ноизвлекаемыми запасами на основе литолого-фациального анализа: на примере месторождений Среднего Приобья : дис. ... д.г.-м. наук. - Тюмень, 2000. - 353 с.
2. Ельцов И. Н., Назарова Л. А., Назаров Л. А., Нестерова Г. В., Соболев А. Ю., Эпов М. И. Скважинная геоэлектрика нефтегазовых пластов, разбуриваемых на репрессии давления в неравнокомпонентном поле напряжений // Геология и геофизика. - 2014. - Т. 55, № 5-6. - С. 978-990.
3. Нестерова Г. В., Ельцов И. Н., Киндюк В. А., Назаров Л. А., Назарова Л. А. Моделирование гидродинамических процессов в напряженно-деформированной прискважинной зоне и геофизические приложения // Петрофизика сложных коллекторов: проблемы и перспективы 2014 : сб. статей. -М. : ЕАГЕ Геомодель, 2014 - С. 327-344.
4. Нечаева А. Г., Нестерова Г. В., Ельцов И. Н. Характеристика геоэлектрических моделей высокоомных среднеюрских коллекторов // Интерэкспо ГЕО-Сибирь-2016. XII Между-нар. науч. конгр. : Междунар. науч. конф. «Недропользование. Горное дело. Направления и технологии поиска, разведки и разработки месторождений полезных ископаемых. Геоэкология» : сб. материалов в 4 т. (Новосибирск, 18-22 апреля 2016 г.). - Новосибирск : СГУГиТ,
2016. Т. 1. - С. 246-250.
5. Конторович А. Э., Вакуленко Л. Г., Казаненков В. А., Скворцов М. Б., Ян П. А., Быков В. В., Попов А. Ю., Саенко Л. С. Седиментогенез коллекторов среднего-верхнего бата и их нефтегазоносность в Широтном Приобье // Геология и геофизика. - 2010. - Т. 51, № 2. -С.187-200.
6. Павлова Д. М., Ельцов И. Н. Электрофизические, гидрофизические и геомеханические характеристики юрского нефтяного коллектора по данным скважинной геоэлектрики [Электронный ресурс] // Геомодель 2017: 19-я конференция по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа (г. Геленджик, 11-14 сентября 2017 г.) : тезисы докладов. - Геленджик, 2017. - С. 43816 (6 с.).
7. Назаров Л. А., Назарова Л. А., Нестерова Г. В., Ельцов И. Н. Свидетельство о гос. регистрации программ для ЭВМ № 2012619496 РФ. GEHM / Правообладатель: Институт нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука СО РАН. - № 2012619496 от 19.10.2012.
8. Цику Ю. К. Исследование и разработка методов контроля и оптимизации выработки запасов многопластовых объектов при одновременно-раздельной эксплуатации (на примере Русскинского месторождения) : дис. ... канд. техн. наук. - М., 2015. - 146 с.
9. Эпов М. И., Глинских В. Н., Сухорукова К. В., Никитенко М. Н., Еремин В. Н. Численное моделирование и инверсия данных электромагнитного каротажа в процессе бурения и шаблонирования нефтегазовых скважин // Геология и геофизика. - 2015. - Т. 56 (8). -С. 1520-152.
10. Эпов М. И., Каюров К. Н., Ельцов И. Н., Петров А. Н., Сухорукова К. В., Соболев А. Ю., Власов А. А. Новый аппаратурный комплекс геофизического каротажа СКЛ и программно-методические средства интерпретации EMF PRO // Бурение и нефть. - 2010. -№ 2. - С. 16.
11. Alpak F. O. Robust fully-implicit coupled multiphase-flow and geomechanics simulation // SPE Journal. - 2015. - V. 20. - No. 6. - P. 1366-1383. - SPE-172991-PA. -https://doi.org/10.2118/172991-PA.
12. Lautenschlager C. E. R., Righetto G. L., Inoue N., Barreto da Fontoura S. A. Advances on partial coupling in reservoir simulation: A new scheme of hydromechanical coupling // North Africa Technical Conference & Exhibition. - 2013. - Conference Paper 164657-MS. - 8 p.
13. Meguerdijian S., Jha B. Development of a fully foupled Thermo-Hydro-Mechanics simulator using automated solution framework // SPE Western Regional Meeting. - 23-27 April
2017, Bakersfield, California. - Conference Paper SPE-185733-MS.
14. Moinfar K., Johns R. T., Varavei A. Coupled geomechanics and flow simulation for an embedded discrete fracture model // SPE Reservoir Simulation Symposium, 18-20 February, 2013. - The Woodlands, Texas, USA. - SPE-163666-MS. - https://doi.org/10.2118/163666-MS.
REFERENCES
1. Barkov S. L. Metody geologo-promyslovogo modelirovaniya zalezhej nefti s trudnoizvlekaemymi zapasami na osnove litologo-facial'nogo analiza: na primere mestorozhdenij Srednego Priob'ya : Dis. d.g.-m.n. - Tyumen', 2000. - 353 s.
2. El'cov I. N., Nazarova L. A., Nazarov L. A., Nesterova G. V., Sobolev A. Yu., Epov M. I. Skvazhinnaya geoelektrika neftegazovyh plastov, razburivaemyh na repressii davleniya v
neravnokomponentnom pole napryazhenij // Geologiya i geofizika. - 2014. - T. 55, № 5-6. -S. 978-990.
3. Nesterova G. V., El'cov I. N., Kindyuk V. A., Nazarov L. A., Nazarova L. A. Modelirovanie gidrodinamicheskih processov v napryazhyonno-deformirovannoj priskvazhinnoj zone i geofizicheskie prilozheniya // Petrofizika slozhnyh kollektorov: problemy i perspektivy 2014. - Sbornik statej. -M. : «EAGE Geomodel'». - 2014 - S. 327-344.
4. Nechaeva A. G., Nesterova G. V., El'cov I. N. Harakteristika geoelektricheskih modelej vysokoomnyh sredneyurskih kollektorov // XII Mezhdunarodnyj nauchnyj kongress i vystavka INTEREKSPO GEO-SIBIR'-2016. - Sbornik materialov mezhdunarodnoj nauchnoj konferencii «Nedropol'zovanie. Gornoe delo. Napravleniya i tekhnologii poiska, razvedki i razrabotki mestorozhdenij poleznyh iskopaemyh. Geoekologiya». Novosibirsk, SGUGiT 2016. - T. 1. -S. 246-250.
5. Kontorovich A. E., Vakulenko L. G., Kazanenkov V. A., Skvorcov M. B., Yan P. A., Bykov V. V., Popov A. Yu., Saenko L. S. Sedimentogenez kollektorov srednego-verhnego bata i ih neftegazonosnost' v Shirotnom Priob'e // Geologiya i geofizika. - 2010. - T. 51, № 2. - S. 187-200.
6. Pavlova D. M., El'cov I. N. Elektrofizicheskie, gidrofizicheskie i geomekhanicheskie harakteristiki yurskogo neftyanogo kollektora po dannym skvazhinnoj geoelektriki [Elektronnyj resurs] // Geomodel' 2017: 19-ya konferenciya po voprosam geologorazvedki i razrabotki mestorozhdenij nefti i gaza (g. Gelendzhik, 11-14 sentyabrya 2017 g.) : Tezisy dokladov. -Gelendzhik, 2017. - S. 43816 (6 c.).
7. Nazarov L. A., Nazarova L. A., Nesterova G. V., El'cov I. N. Svidetel'stvo o gos. registracii programm dlya EVM № 2012619496 RF. GEHM / Pravoobladatel': Institut neftegazovoj geologii i geofiziki im. A.A. Trofimuka SO RAN. - № 2012619496 ot 19.10.2012.
8. Ciku Yu. K. Issledovanie i razrabotka metodov kontrolya i optimizacii vyrabotki zapasov mnogoplastovyh ob"ektov pri odnovremenno-razdel'noj ekspluatacii (na primere Russkinskogo mestorozhdeniya) // Dis. kand. tekhn. nauk. - Moskva. - 2015. - 146 s.
9. Epov M. I., Glinskih V. N., Suhorukova K. V., Nikitenko M. N., Eremin V. N. Chislennoe modelirovanie i inversiya dannyh elektromagnitnogo karotazha v processe bureniya i shablonirovaniya neftegazovyh skvazhin // Geologiya i geofizika. - 2015. - T. 56 (8). - S. 1520152.
10. Epov M. I., Kayurov K. N., El'cov I. N., Petrov A. N., Suhorukova K. V., Sobolev A. Yu., Vlasov A. A. Novyj apparaturnyj kompleks geofizicheskogo karotazha SKL i programmno-metodicheskie sredstva interpretacii EMF PRO // Burenie i neft'. - 2010. - № 2. - S. 16.
11. Alpak F. O. Robust fully-implicit coupled multiphase-flow and geomechanics simulation // SPE Journal. - 2015. - V. 20. - No. 6. - P. 1366-1383. - SPE-172991-PA. -https://doi.org/10.2118/172991-PA.
12. Lautenschlager C. E. R., Righetto G. L., Inoue N., Barreto da Fontoura S. A. Advances on partial coupling in reservoir simulation: A new scheme of hydromechanical coupling // North Africa Technical Conference & Exhibition. - 2013. - Conference Paper 164657-MS. - 8 p.
13. Meguerdijian S., Jha B. Development of a fully foupled Thermo-Hydro-Mechanics simulator using automated solution framework // SPE Western Regional Meeting. - 23-27 April 2017, Bakersfield, California. - Conference Paper SPE-185733-MS.
14. Moinfar K., Johns R. T., Varavei A. Coupled geomechanics and flow simulation for an embedded discrete fracture model // SPE Reservoir Simulation Symposium, 18-20 February, 2013. - The Woodlands, Texas, USA. - SPE-163666-MS. - https://doi.org/10.2118/163666-MS.
© Д. М. Павлова, И. Н. Ельцов, Г. В. Нестерова, 2018
