CC BY
133ГЕОЛОГИЯ
УДК 553.982.2
Я.О. Антипин1, e-mail: [email protected]; В.А. Белкина1, e-mail: [email protected]
1 Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия).
Моделирование нефтенасыщенности залежей с учетом переходной водонефтяной зоны на примере месторождения «А»
Статья посвящена изучению, описанию и экспериментальному подтверждению эффективности метода моделирования нефтенасыщенности залежей с использованием априорной информации в виде J-функции Леверетта. Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений углеводородов (УВ), состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. Основой решения практически всех геологических задач являются модели. Наиболее сложной и менее всего разработанной частью процесса моделирования до сих пор остается построение куба насыщения. Важность куба насыщения трудно переоценить. Он используется при подсчете запасов, а также в задачах гидродинамического моделирования. В статье рассматривается метод моделирования нефтенасыщенности с использованием J-функции Леверетта с учетом переходной зоны на примере одного из месторождений Западной Сибири. Предложенная методика построения куба насыщения состоит из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны, а на втором методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации одномерного вертикального тренда J-функции Леверетта вычисляется сам куб насыщения. Модели насыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных водонефтяных зон, более адекватны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования.
Ключевые слова: трехмерная геологическая модель, нефтенасыщенность, водонефтяной контакт, зеркало чистой воды, переходная водонефтяная зона, капиллярное давление, фильтрационно-емкостные свойства, терригенные породы-коллекторы, обводненность.
Y.O. Antipin1, e-mail: [email protected]; V.A. Belkina1, e-mail: [email protected]
1 Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia).
Modeling of oil saturation involving indirect information and given tranzition zone water-oil at the «A» field
The article is devoted to documentation, research, and experimental confirmation of the effectiveness of the method of simulation of oil saturation of reservoir deposit with the use of a priori information in the form of J-function Leverett. The main problem arising in the study of geological structure of hydrocarbon deposits, consists, first, in a significant lack of empirical data, secondly, the discreteness of geological and geophysical information and, thirdly, its significant difference in accuracy, scale and extent of coverage of the object. The basis for the solution of nearly all geological problems are models, and the most difficult and least developed part of the modeling process still remains interpolation the parameter saturation. The importance of the parameter saturation is difficult to overestimate. It is used in the calculation of reserves, and is also used in problems of hydrodynamic modeling. The article discusses a method of modeling oil saturation using J-function Leverett with regard to the transition water-oil zone on the example of one of the fields in Western Siberia. The technique of construction of parameter saturation consists of two stages. The first phase rebuilt the geometry model water-oil transition zone, and the second, by interpolation based water-oil transition zones and with the involvement of the indirect information: one-dimensional vertical trend of J-Leverett function calculates the parameter of saturation. Model saturation, constructed using the dependence of coefficient of saturation from pool height above the level of the surface of
22
№ 5 май 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
pure water, and also taking into account the impact of capillary pressure in porous media and established models of water-oil transition zones, more appropriate and more fully meet modern requirements of three-dimensional geological and hydrodynamic modeling.
Keywords: three-dimensional geological model, oil saturation, oil-water contact, the surface of pure water, transition zone water-oil, capillary pressure, filtration-capacitive properties, terrigenous reservoir, watering.
В последние годы как в России, так и в Западной Сибири (ЗС) постоянно растет доля месторождений с трудноиз-влекаемыми запасами. Так, по данным А.В. Шпурова, А.Д. Писарницкого, И.П. Пуртовой и др., доля трудноизвлекае-мых запасов в РФ в 2012 г. достигла 50% [12]. В настоящее время они составляют большую часть сырьевой базы РФ. Обоснование эффективного управления разработкой таких объектов возможно только на основе адекватной геолого-промысловой модели. Основная проблема, возникающая при изучении геологического строения месторождений УВ, состоит, во-первых, в существенном недостатке эмпирических данных, во-вторых, в дискретности геолого-геофизической информации и, в-третьих, в ее значимом различии по точности, масштабу и степени охвата объекта. В связи со сказанным актуальной является задача построения трехмерных геологических моделей ^ ГМ), учитывающих весь объем геолого-геофизической и геолого-промысловой информации, неоднородной по качеству и масштабу, к тому же неравномерно распределенной по площади и разрезу [1]. Точность ГМ позволяет заметно повысить привлечение косвенной и априорной информации различных видов.
Как указано выше, эффективное управление разработкой месторождений нефти и газа основано на адекватных моделях залежей, причем в сильной степени на модели насыщения. Расчет нефтегазонасыщенности пород в ячейках 3D ГМ является наиболее сложной задачей геологического моделирования. Целью данной работы является создание трехмерной модели нефтенасы-
щения залежи продуктивного пласта ЮВ11 месторождения «А» с использованием алгоритма на основе функции Леверетта [2, 3]. 3Э-модель литологии, коэффициентов пористости, проницаемости и нефтенасыщенности созданы Я.О. Антипиным.
Месторождение «А» относится к Вар-товскому району Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Пласт ЮВ11 сложен песчано-глинисто-алев-ритовыми породами с тонкими про-пластками угля. Остатки микрофауны в этих отложениях свидетельствуют о мелководно-морских условиях осадко-накопления. Коллекторами пласта ЮВ11 являются песчаники серые, с бурым оттенком, мелкозернистые, среднезерни-стые, алевритистые. Структура пород псаммитовая и алевро-псаммитовая, текстура микрокосослоистая, волнисто-слоистая, реже горизонтально-слоистая, обусловленная соответствующими изменениями гранулометрии, распределением сидерита, слюды, пирита, лейкоксена, растительных остатков и др. Непроницаемые прослои сложены плотными песчаниками и алевролитами глинистыми или карбонатными, а также аргиллитами. По литологическому составу породы-коллекторы относятся к типу тер-ригенных (полимиктовых). Полимикто-вые породы-коллекторы как изучаемого месторождения, так и практически всех месторождений ЗС характеризуются высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-емкостных свойств. Высокая глинистость и низкая проницаемость полимиктовых пород-коллекторов предопределяют сложность строения
углеводородной залежи и ее переходной зоны как по разрезу, так и по ла-терали [2, 3]. Немаловажным является то, что терригенные породы-коллекторы залежей изучаемого месторождений являются гидрофильными. Это значит, что вся поверхность минерального скелета гидрофильной породы покрыта пленкой воды. А нефть, в свою очередь, занимает межзерновые поры и каверны размером более 1 мкм.
Все скважины, вскрывшие изучаемый пласт в контуре нефтеносности, дали притоки безводной нефти. Наиболее глубокое залегание нефти отмечено в скв. 452-Р. При испытаниях в ее колонне получен фонтанирующий приток безводной нефти. Положение ВНК залежи пласта ЮВ11 принято на абсолютной отметке -2844,4 м по скважине 452-Р. Покрышкой пласта ЮВ11 являются тонкодисперсные глины георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты баженовской свиты, которые прослеживаются на площади всего Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (ЗС НГБ). Фонд скважин составляет 216 ед. В целом по залежи сетка скважин достаточно плотная, за исключением северо-западной части, разбуренной несколькими разведочными скважинами. Для месторождений ЗС НГБ характерна тесная статистическая зависимость коэффициента нефтенасыщения (кн) от высоты над уровнем водонефтяного контакта (Д| и значений капиллярных сил в пористых средах [3]. Использование такой зависимости позволяет значимо повысить точность 3Э-модели насыщения. Кроме того, по мнению Ю.Я. Большакова, геолог, не учитывающий в построении модели капиллярные силы, возникающие в природном нефтега-
Ссылка для цитирования (for citation):
Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей с учетом переходной водонефтяной зоны на примере месторождения «А» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 5. С. 22-29.
Antipin Y.O., Belkina V.A. Modeling of oil saturation involving indirect information and given tranzition zone water-oil at the «A» field (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 5, P. 22-29.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 may 2016
23
ГЕОЛОГИЯ
0,0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Водонасыщенность, д. уд. Water saturation, units
Рис. 1. Зависимость J=f(KB) для пласта ЮВ11 месторождения «А» Fig. 1. Function J=f(KB) for formation ЮВ11 of «А» field
зоносном резервуаре, непроизвольно отождествляет пласт-коллектор с водопроводной трубой, где законы течения жидкостей и газов совершенно иные [13].
При построении трехмерных геологических моделей для согласования геологических и гидродинамических расчетов нефтегазонасыщенность должна быть рассчитана не до уровня геологического ВНК, а до ЗЧВ (зеркало чистой воды) с постепенным уменьшением кн от кнгр до 0, где кнгр - граничное значение кн на ВНК. При создании таких моделей наиболее трудной является задача определения положения ЗЧВ, то есть оценки геометрии переходной водонефтяной зоны [3]. Для оценки величины и строения переходной зоны кроме геофизических методов иногда используют регрессионные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления, полученные на образцах керна [8].
Переходная водонефтяная зона (ПВНЗ) - это ограниченная водонеф-тяным контактом часть объема нефтеносного пласта с водонасыщенностью, изменяющейся снизу вверх от 100% у ЗЧВ до остаточной неснижаемой водонасыщенности на верхней границе зоны с чисто нефтяной частью разреза. Толщина переходной водонефтяной зоны для месторождений ЗС колеблется от десятков сантиметров в хорошо проницаемых коллекторах до
Эта закономерность используется при расчете функции Леверетта [7]. Л-функ-ция Леверетта позволяет учесть значения капиллярного давления по пробам образцов гидрофильных пород-коллекторов с различными значениями пористости и проницаемости:
J=
3,183-P^V^
_п_
Y-cosG '
(1)
десятков метров в низкопроницаемых неоднородных пластах. Так как свойства пород-коллекторов меняются по площади и высоте залежи, в области водонефтяного контакта формируется сложная по строению переходная зона с переменной нефтеводонасыщенно-стью по высоте залежи и разной подвижностью воды и нефти - от подвижности только водной фазы в зоне под ЗЧВ до подвижности только нефти в верхней части залежи [5]. В настоящее время, когда в нефтяной промышленности Российской Федерации наблюдается падение добычи нефти на старых месторождениях, а в эксплуатацию вводятся новые месторождения нефти и газа с меньшими запасами, но более сложные по строению, необходимость учета запасов и структуры нефти в зонах с двухфазным насыщением и их разработка становятся актуальными задачами [6]. Как известно, кн=1-кв. На характер водонасыщенности и нефтенасыщенно-сти большое влияние также оказывает строение порового пространства породы. Изменение водонасыщенности по пласту неравномерно: на одном и том же уровне водонасыщенность меньше в высокопроницаемых и больше - в низкопроницаемых породах. То есть имеет место зависимость изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и от параметра
д.
где Л - функция Леверетта; Рс - капиллярное давление, 105 Па; кпр - коэффициент проницаемости, 10-3 мкм2; кп
- коэффициент пористости, д. ед.; у
- поверхностное натяжение углеводороды/пластовая вода, кг.м2/с2; 0 - угол смачиваемости, град.
Методику использования зависимости изменения водонасыщенности от высоты над ЗЧВ и кпр в алгоритмах построения 3D ГМ с помощью функции Леверетта предложила А.Ф. Гималтдинова. В основе метода оценки изменения водонасыщенности нефтяного пласта лежит классическая теория равновесия между гравитационными и капиллярными силами. Капиллярное давление - это сила, которая препятствует давлению вытеснения, контролирует процесс фильтрации углеводородов в пористой среде и положение контактов флюидов; является функцией радиуса поровых каналов:
Pc=2y.cos6/rt,
(2)
где у - поверхностное натяжение, мДж/ м2; ^ - радиус порового канала, м; 0 -угол смачиваемости, град. Из уравнения
(2) следует, что капиллярное давление возрастает при уменьшении диаметра поровых каналов, увеличении поверхностного натяжения и уменьшении угла смачиваемости [8]. С другой стороны, капиллярное давление зависит от высоты над ЗЧВ, и эта зависимость имеет вид:
Pc=(pB-pH).0,098.Ah,
(3)
где рв - плотность пластовой воды, кг/ м3; рн - плотность нефти, кг/м3; 0.098 -градиент давления пресной воды; ДЬ| - высота над ЗЧВ, м [9]. Исходными данными для расчета насыщенности пород по описанной методике
24
№ 5 май 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
Рис. 2. Карта толщин переходной водонефтяной зоны залежи пласта ЮВ11 месторождения «А»
Fig. 2. Isopach map of water to oil area of ЮВ11 reservoir, «А» field
Рис. 3. Карта коэффициента kn залежи пласта ЮВ11 месторождения «А» Fig. 3. kn factor map of ЮВ11 reservoir, «А» field
являются данные капиллярометриче-ских исследований керна. Принцип исследований основан на вытеснении жидкости из поровых каналов горных пород избыточным давлением и заключается в повторении нескольких циклов с последовательным увеличением давления в камере капилляриметра и измерении остаточной водонасыщенности образца [10].
^-функция для пласта ЮВ11 месторождения «А», построенная по данным 189 измерений 16 проб керна в 8 скважинах, приведена на рисунке 1. Принятое в подсчете запасов граничное значение коэффициента водонасыщенности (кв) в залежи пласта ЮВ11, соответствующее ВНК, равно кв=0,70 д.ед. Тогда значение ^-функции, вычисленное по полученной зависимости ^=0,118кв-0931, равно ¿1=0,17 [2]. На следующем этапе проанализирована изменчивость кп полатерали в нижнем слое ячеек над ВНК. Значения коэффициента пористости в пределах указанного слоя ячеек изучаемого пласта изменяется от к =13,1 до к =23,5%,
п ' " п ' '
то есть изменчивость к значима. Это
п
указывает на то, что ВНК не является горизонтальной плоскостью, а значит, и толщина ПВНЗ не постоянна. Учет этого факта в модели насыщения повысит ее точность. По зависимости кпр(кп), принятой в подсчете запасов месторожде-
ния «А», находится диапазон изменения значений проницаемости в нижнем слое ячеек над ВНК: от кпр=0,58.10-3 до к =595,59.10-3 мкм2.
пр
Используя формулу (1) для расчета значений Р по известным значениям
с
^-функции и фильтрационно-емкостных свойств (проницаемость и пористость),
Рис. 4. Сопоставление кн по ГИС и Кн, рассчитанного с использованием J-функции Леверетта
Fig. 4. Comparison of кн and Кн calculated with J-Leverett function, by GIS
определяются пределы изменения капиллярного давления от Рс=0,01.105 до Р =0,22.105 Па. Как известно, значение
с
капиллярного давления зависит и от высоты над уровнем ЗЧВ. Согласно формуле (3), расстояние от уровня ВНК до ЗЧВ для данного диапазона Рс и фиксированных значений плотности пластовой воды и нефти изменяется от 0,8 до 16 м (выражаем ДИ из формулы 3). Расчет и построение поверхности ЗЧВ как нижней границы переходной зоны основан на том, что на поверхности ЗЧВ Рс=0 [4].
Таким образом, капиллярные давления позволяют, используя значения плотностей нефти и воды, определять, на какой высоте от уровня ЗЧВ встречается рассчитанное давление Рс. Эти величины позволяют оценить расстояние между уровнем ВНК и ЗЧВ для залежи, то есть толщину переходной водонефтяной зоны (рис. 2). Карта толщин ПВНЗ (Ипз) имеет сложное геометрическое строение, она существенно неоднородна. Укажем также, что она характеризуется повышенными значениями вблизи зон отсутствия коллекторов, то есть в зонах с пониженными значениями кп (рис. 3). Как видно из сопоставления карт на рисунках 2 и 3, в зонах с высокими значениями кп нефтенасыщенных коллекторов толщина ПВНЗ наименьшая, а
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 may 2016
25
ГЕОЛОГИЯ
Рис. 5. График зависимости коэффициента обводненности нефти кобв от толщины переходной зоны 1лпз залежи пласта ЮВ11 месторождения «А»
Fig. 5. Dependence diagram of oil water cut factor кобв by the thickness of the water to oil area hmj of
ЮВ11 reservoir, «A» field
в зонах с низкими значениями к - со-
п
ответственно, наибольшая. Полученные результаты хорошо согласуются с капиллярно-гравитационной концепцией нефтегазонакопления [13].
АЛГОРИТМ ПОСТРОЕНИЯ МОДЕЛИ НАСЫЩЕНИЯ С УЧЕТОМ ГЕОМЕТРИИ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ ИМЕЕТ ТАКОЙ ВИД:
1) по экспериментальным данным ка-пиллярометрических исследований
керна находится регрессионная зависимость 3 = ^кв);
2) используется карта ВНК (по данным принятого проекта разработки или отчета по подсчету запасов);
3) из найденной зависимости Л=^кв) вычисляется значение Л-функции, соответствующее проектному уровню ВНК. Выражается Рс из формулы (1), и по полученной зависимости рассчитывается капиллярное давление Рс в переходной зоне от ЗЧВ до ВНК, то есть строится
куб параметра Рс переходной зоны. Для этого используются кубы коэффициентов К и К ;
п пр
4) на основе выражения ДИ из формулы (3) и куба параметра Рс переходной зоны рассчитывается расстояние от проектного ВНК до ЗЧВ;
5) строится карта ЗЧВ, куб параметра ДИ и карта толщин переходной зоны;
6) с использованием отметки поверхности ЗЧВ рассчитывается куб Рс от ЗЧВ до верхней границы залежи, то есть строится куб параметра Рс всей системы «нефть - вода»;
7) по значениям капиллярного давления Рс в системе «нефть - вода» и фильтра-ционно-емкостным свойствам породы рассчитывается куб значений параметра Л-фунции по формуле (1);
8) по зависимости Л=^кв) (рис. 1) рассчитывается значение куба Квтр (куб водонасыщенности трендовый);
9) по данным РИГИС в скважинах с учетом тренда Квтр методом кригинга интерполируется куб Кв, затем находится куб Кн по формуле Кн=1-Кв [9].
Куб нефтенасыщенности Кн залежи пласта ЮВ^ построен по описанной методике с использованием одномерного тренда - зависимости Л-функ-ции Леверетта, оцененной по данным капиллярометрических исследований. Такая методика построения Кн позволяет учесть зависимость нефте-
а)а) б) b)
Рис. 6. Карта нефтенасыщенности по кубу Кн залежи пласта ЮВ11 месторождения «А»: а) предыдущая модель; б) авторская модель Fig. 6. Oil saturation map for full-angled Кн of ЮВ11 reservoir, «А» field: a) previous model; b) author's model
26
№ 5 май 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
насыщенности от строения порового пространства породы, значений Рс и высоты над ЗЧВ.
Сопоставление значений кн по данным ГИС и интерполированного куба Кн показало, что данный метод позволяет адекватно оценить насыщение коллекторов (рис. 4). Как значения кн по данным ГИС скважины 602, так и значения куба Кн плавно увеличиваются по направлению к зоне предельного нефтенасыщения, которая характеризуется максимальными значениями кн. Внутри этой зоны вверх по пласту происходит уменьшение содержания капиллярно-удерживаемой воды, поскольку гравитационные силы продолжают увеличиваться, и нефть заполняет поры все меньшего размера [5]. В итоге куб Кн, построенный по предложенной методике, адекватно описывает изменение нефтенасыщен-ности по всему объему залежи пласта ЮВ11.
Внешняя проверка непротиворечивости модели эксплуатационным данным про-
водилась путем анализа коэффициента обводненности нефти кобв по группе скважин (по которым имеются исчерпывающие эксплуатационные данные и данные ГИС) в зависимости от толщины переходной зоны (Ипз). Для этого оценена регрессионная зависимость фактической обводненности продукции от толщины переходной водонефтяной зоны (рис. 5).
Из рисунка 5 видно, что зависимость кобв(1пз) линейная обратная и тесная. Это говорит о том, что чем больше расстояние от нижней границы интервала перфорации до ЗЧВ, тем меньше содержание воды в продукции скважины. Для сравнения трехмерной геологической модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А», созданной автором, и предыдущей модели приведены карты нефтенасыщенности, полученные по соответствующим кубам Кн (рис. 6а и 6б). Границы распространения пород-коллекторов в авторской модели пересмотрены с учетом новых данных по скважинам. Уточним, что интерполяция
куба насыщения Кн в предыдущей модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А» проведена на основе только скважинных данных без привлечения какой-либо косвенной и априорной информации (рис. 6а). Такой метод интерполяции не позволяет адекватно отразить насыщение пород-коллекторов в межскважинном пространстве на малоразбуренных площадях как по разрезу, так и по латерали, а также в зонах, не охарактеризованных ГИС. Естественно, этот метод не позволяет оценить параметры ПВНЗ залежи. Отметим, что карты нефтенасыщенности предыдущей и авторской моделей значимо отличаются.
Для проверки точности моделей Кн сравним данные по новой и предыдущей моделям сдебитами эксплуатационных скважин в первый месяц работы (рис. 7а и 7б).
Зависимости qн(kн) говорят о более точной модели нефтенасыщения в авторской модели залежи пласта ЮВ11 месторождения «А».
в
^ГАЗПРОМ
8 Н И И Г А 3
ПЕРВАЯ МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ «АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ»
Уважаемые Дамы и Господа! Приглашаем вас принять участие в Международной научно-практической конференции «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем»!
Программа конференции:
* Пленарное заседание
* Секция А: Газоконденсатные и газодинамические исследования скважин
* Секция В: Исследования керна пород-коллекторов и пород-покрышек залежей нефти и газа
* Секция С; Пластовые флюиды и их компоненты
* Секция й: Фильтрация многофазных систем
* Стендовые доклады по тематике секций
* Круглые столы
Официальные язык конференции: русский и английский.
Дата и место проведения
12-14 сентября 2016
ООО «Газпром ВНИИ ГАЗ" Московская область, Ленинский район, поселок Развилка
тел,; +7 498 657 4666 факс: +7 498 657 4421
е-таН:8рг52016@Упида7.да7ргот.ги
http://vniigaz.gazprom.ru/sprs2016
ГЕОЛОГИЯ
300
250
i, 200
(J 150
s
■ï CT 100
50
0
0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,70 0,80 к„, Д. ед.
qH=0,5239e7'6814kH " R2=0,148
а) а)
0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0,70 0,70 0,80
к„, Д. ед.
q=0,4529e8-2389k" R2=0,966
б) b)
Рис. 7. График зависимости дебита скважин qB от коэффициента нефтенасыщенности кн: а) предыдущая модель; б) авторская модель Fig. 7. Dependence diagram of wells flow rate qB from the oil saturation factor кн: a) previous model b) author's model
Построенный по предложенной методике куб насыщения (рис. 6б) дает прогнозные значения насыщения на тех участках разреза залежи, где определение коэффициента насыщения затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, брак ГИС и др.), а также в переходной зоне, где определение кн по общепринятым методикам затруднительно.
Изменение коэффициента насыщения в зависимости от Кпр коллекторов приведено на рисунках 8а и 8б. Из анализа этих рисунков следует, что только в авторской модели имеется тренд Кн(Кпр). Кроме того, в предыдущей модели отсутствуют значения кн<0,5 д. ед., что невозможно при наличии ПВНЗ.
Эти результаты подтверждают большую точность авторской модели.
ВЫВОДЫ
Уточнена методика построения куба нефтенасыщения в терригенных гидрофильных коллекторах, состоящая из двух этапов. На первом этапе отстраивается модель геометрии переходной водонефтяной зоны. На втором - методом интерполяции с учетом переходной водонефтяной зоны и с привлечением в качестве косвенной информации капиллярного давления, фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и одномерного вертикального тренда Л-функции Леверетта вычисляется куб нефтенасыщения.
Модель нефтенасыщения с учетом переходной водонефтяной зоны залежи пласта ЮВ11 месторождения «А», построенная по описанной методике, позволила построить поверхность зеркала чистой воды, обосновать толщину переходной водонефтяной зоны, адекватно отразить нефтенасы-щение. Показано, что построенный по предложенной методике куб нефтенасыщения дает прогнозные значения коэффициента нефтенасыщенности на тех участках разреза залежи, где его определение затруднено по ряду причин (толщина пропластков < 2 м, отсутствие ГИС, низкая плотность сетки скважин и др.), а также в переходной зоне, где определение k
К=-0,0061п(Кпр)+0,6543 R2=0,028
10 20 30 40 50 60
К . 10"3 мкм2
п/
0343ln(K J+0,5222
50 100 150 200 250 300 350 400
Knp, 10"3 мкм2
а) а) б) b)
Рис. 8. Сопоставление значений кубов Кн и Кпр залежи пласта ЮВ11 месторождения «А»: а) предыдущая модель; б) авторская модель Fig. 8. Correlation of full-angled Кн and Кп of ЮВ11 reservoir, "А" field a) previous model; b) author's model
28
№ 5 май 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
GEOLOGY
по общепринятым методикам затруднительно.
Модели нефтенасыщенности коллекторов, построенные с использованием зависимости коэффициента
нефтенасыщенности от высоты залежи над уровнем зеркала чистой воды, а также с учетом воздействия капиллярных сил в пористых средах и созданных моделей переходных во-
донефтяных зон, более адекватны и более полно отвечают современным требованиям трехмерного геологического и гидродинамического моделирования [11].
Литература:
1. Забоева А.А. Разработка методик трехмерного геомоделирования в условиях неоднородности и неравномерности геолого-геофизической информации (на примере месторождений Западной Сибири): дисс. ... канд. геол.-мин. наук: 25.00.12. Тюмень: ТюмГНГУ, 2012. 167 с.
2. Антипин Я.О. Трехмерное геологическое моделирование нефтенасыщенности залежей продуктивных пластов на основе J-функции Леверетта // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2016. № 1. С. 7-10.
3. Антипин Я.О., Белкина В.А. Моделирование нефтенасыщенности залежей в полимиктовых коллекторах с использованием J-функции Леверетта // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 2. С. 51-57.
4. Гудок Н.С., Богданович Н.Н., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 592 с.
5. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика. 2012. №1 (5). С. 150-160.
6. Фоменко В.Г. Критерии для разделения коллекторов по насыщенности и прогнозирования состава ожидаемых из них притоков при испытаниях // Геология нефти и газа. 1993. № 5. С. 50-55.
7. Закревский К.Е. Геологическое 3D-моделирование. М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009. 376 с.
8. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта. М.: «Недра», 1971. 312 с.
9. Гималтдинова А.Ф. Комплексные геофизические исследования разноуровневых водонефтяных контактов малоамплитудных залежей Западной Сибири: автореф. дисс. ... канд. геол.-мин. наук (25.00.10). М.: МГУ им. М.В. Ломоносова, 2012. 25 с.
10. Иванов М.К., Калмыков Г.А., Белохин В.С., Корост Д.В., Хамидуллин Р.А. Петрофизические методы исследования кернового материала: Учебное пособие в 2-х книгах. Кн. 2: Лабораторные методы петрофизических исследований кернового материала. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2008. 114 с.
11. Щергин В.Г, Щергина Е.А. Восстановление полей нефтегазонасыщенности залежей методами 30-моделирования // Бурение и нефть. 2012. № 6-7. С. 22-25.
12. Шпуров И.В., Писарницкий А.Д., Пуртова И.П., Вариченко А.И. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации. Структура, состояние, перспективы освоения. Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2012. 256 с.
13. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. Новосибирск: Наука Сибири, 1995. 184 с.
References:
1. Zaboeva A.A. Development of three-dimensional geological modeling procedures under the conditions of heterogeneity and unevenness of geological and geophysical data (for example, in Western Siberia) [Razrabotka metodik trehmernogo geomodelirovanija v uslovijah neodnorodnosti i neravnomernosti geologo-geofizicheskoj informacii (na primere mestorozhdenij Zapadnoj Sibiri)]: diss. ... Candidate of Sciences (Geology and Mineralogy): 25.00.12. Tyumen, 2012, 167 pp.
2. Antipin Ya.O. Three-dimensional geological modeling of reservoirs oil saturation of pay formation deposits based on J-Leverett function [Trehmernoe geologicheskoe modelirovanie neftenasyshhennosti zalezhej produktivnyh plastov na osnove J-funkcii Leveretta]. Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft' i gaz = Proceedings of the higher educational institutions. Oil and gas, 2016, No. 1, P. 7-10.
3. Antipin Ya.O., Belkina V.A. Simulation of oil saturation in the reservoirs of polymictic collectors using J-Leverett function [Modelirovanie neftenasyshhennosti zalezhej v polimiktovyh koUektorah s ispol'zovaniem J-funkcii Leveretta]. Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 2, P. 51-57.
4. Gudok N.S., Bogdanovich N.N., Martynov V.G. Determination of the physical properties of oil-water bearing rocks [Opredelenie fizicheskih svojstv neftevodosoderzhashhih porod]. Nedra-BusinessCenter LLC, Moscow, 2007, 592 pp.
5. Mikhailov A.N. General notations of the transition areas and water contacts in the heterogeneous reservoirs [Osnovnye predstavlenija o perehodnyh zonah i vodjanyh kontaktah v neodnorodnyh plastah]. Georesursy. Geojenergetika. Geopolitika = Mineral resources. Geological power energy. Geopolitics, 2012, No. 1 (5), P. 150-160.
6. Fomenko V.G. The criteria for reservoirs division on saturation and expected composition forecasting of their inflows during testing [Kriterii dlja razdelenija kollektorov po nasyshhennosti i prognozirovanija sostava ozhidaemyh iz nih pritokov pri ispytanijah]. Geologija nefti i gaza = Geology of oil and gas, 1993, No. 5, P. 50-55.
7. Zakrevskiy K.Ye. Geological 3D modelling [Geologicheskoe 3D-modelirovanie]. IPC Maska LLC, Moscow, 2009, 376 pp.
8. Gimatudinov Sh.K. Physics of the oil reservoir [Fizika neftjanogo plasta]. Nedra Publ., Moscow, 1971, 312 pp.
9. Gimaltdinova A.F. Integrated geophysical survey of small-amplitude multi-level water-oil contacts of deposits in Western Siberia [Kompleksnye geofizicheskie issledovanija raznourovnevyh vodoneftjanyh kontaktov maloamplitudnyh zalezhej Zapadnoj Sibiri]: syn. of thesis ... Candidate of Sciences (Geology and Mineralogy). Lomonosov Moscow State University, 2012, 25 pp.
10. Ivanov M.K., Kalmykov G.A., Belokhin V.S., Korost D.V., KhamiduUin R.A. Petrophysical research methods of core material [Petrofizicheskie metody issledovanija kernovogo materiala]: Instruction aids in 2 volumes. Vol. 2: Laboratory methods of petrophysical studies of core material [Laboratornye metody petrofizicheskih issledovanij kernovogo materiala]. Publishing house of Moscow univ., 2008, 114 pp.
11. Shchergin V.G., Shchergina Ye.A. Restoration of deposits oil and gas saturation fields by 3D-modeling methods [Vosstanovlenie polej neftegazonasyshhennosti zalezhej metodami 3D-modelirovanija]. Burenie i neft' = Drilling and Oil, 2012, No. 06-07, P. 22-25.
12. Shpurov I.V., Pisarnitskiy A.D., Purtova I.P., Varichenko A.I. Hard-to-recover oil reserves of Russian Federation. Structure, conditions, development aspects [Trudnoizvlekaemye zapasy nefti Rossijskoj Federacii. Struktura, sostojanie, perspektivy osvoenija]. FSUE ZapSibNIIGG, Tyumen, 2012, 256 pp.
13. Bolshakov Yu.Ya. The theory of oil and gas accumulation capillarity [Teorija kapilljarnosti neftegazonakoplenija]. Novosibirsk, Science of Siberia, 1995, 184 pp.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 may 2016
29
