CC BY
28
ГЕОЛОГИЯ
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
УДК 550.98 I Научная статья
Опыт моделирования отложений Тюменской свиты на примере Новомостовского, Западно-Новомостовского месторождений Западной Сибири
Киришев А.С., Головкина М.В., Панферова Е.Ю., Дручин В.С., Доценко А.С.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия artem.kirishev@lukoil.com
Аннотация
В работе рассмотрены два месторождения (Новомостовское, Западно-Новомостовское) с залежами в отложениях средней юры (тюменская свита), расположенные в Шаимском нефтегазоносном районе. Как известно, залежи преимущественно континентальных отложений имеют сложное геологическое строение и характеризуются существенной неоднородностью по разрезу, не выдержаны по латерали, имеют в целом низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В рамках работ по промышленному подсчету запасов создана числовая трехмерная геологическая модель продуктивных пластов Ю3-Ю5, в которой локализованы песчаные тела перспективных объектов руслового генезиса и выполнена дифференцированная оценка запасов УВ для русловых и пойменных обстановок осадконакопления.
Материалы и методы Ключевые слова
Данная модель послужит более надежной детализированной нефть, скважина, керн, запасы нефти, Тюменская свита, пласт,
основой для выполнения проектного технологического документа палеоканал
на разработку месторождения, также позволит оптимизировать
размещение поисково-разведочного и эксплуатационного
проектного фонда скважин в отложениях тюменской свиты,
определить точность запасов.
Для цитирования
Киришев А.С., Головкина М.В., Панферова Е.Ю., Дручин В.С., Доценко А.С. Опыт моделирования отложений Тюменской свиты на примере Новомостовского, Западно-Новомостовского месторождений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 34-38. DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
Поступила в редакцию: 25.10.2022
GEOLOGY UDC 550.98 I Original Paper
Experience of modeling deposits of the Tyumen formation on the example of the Novomostovskogo, Zapadno-Novomostovskogo fields Western Siberia
Kirishev A.S., Golovkina M.V., Panferova E.Y., Druchin V.S., Dotsenko A.S.
"LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia artem.kirishev@lukoil.com
Abstract
The work examined two deposits (Novomostovskoye, Zapadno-Novomostovskoye) with deposits in the deposits of the middle yura (Tyumen formation) located in the Shaim oil and gas area. As you know, deposits of mainly continental deposits have a complex geological structure and are characterized by significant heterogeneity in the section, not sustained in lateral, and have generally low filtration and capacitive properties. As part of the work on the industrial calculation of the reserves, a numerical three-dimensional geological model of productive layers of the U3-U5 was created, in which sandy bodies of promising objects of channel genesis were localized and a differentiated assessment of hydrocarbon reserves for r track and floodplain surgery was performed.
Material and methods
This model will serve as a more reliable detailed basis for the implementation of the project technological document for the development of the field, will also optimize the placement of the exploration and production fund of wells in the deposits of the Tyumen formation, determine the accuracy of reserves.the basis for the
implementation of the project technological document
for the development of deposits, as well as will optimize the placement
of the exploration and production fund of wells.
Keywords
oil, well, core, oil reserves, Tyumen formation, layer, paleochannel
For citation
Kirishev A.S., Golovkina M.V., Panferova E.Y., Druchin V.S., Dotsenko A.S. Experience of modeling deposits of the Tyumen formation on the example of the Novomostovskogo, Zapadno-Novomostovskogo fields Western Siberia. Exposition Oil Gas, 2022, issue 7, P. 34-38. (In Russ). DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
Received: 25.10.2022
Новомостовское и Западно-Новомо-стовское нефтяные месторождения расположены на территории Советского района Ханты-Мансийского автономного округа.
Тюменская свита месторождений включает пласты Ю2-Ю7. Общая толщина отложений меняется в диапазоне 80-120 м, в среднем составляя 95 м. Продуктивность связана с пластами Ю2-Ю6. Месторождение открыто в 2002 г. и к настоящему времени разбурено эксплуатационными скважинами на 90 % (расстояние между соседними скважинами изменяется от 500 до 1 000 м). Несмотря на высокую степень изученности глубоким бурением, существующие геологические модели не позволяли объяснить высокую начальную обводненность эксплуатационных скважин и резкое падение дебита продукции за первый год работы скважин в чисто нефтяных зонах залежей.
В рамках промышленного подсчета запасов авторами сделана попытка построения трехмерной геологической и гидродинамической моделей, которые будут соответствовать особенностям разработки месторождений. В качестве основы для трехмерного геологического моделирования использованы схемы условий осадконакопления и прогнозы зон развития палеорусел, созданные коллективом авторов Ingenix Group и головного офиса ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в рамках работы по специализированной переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных работ. На Новомостовском и Западно-Новомостов-ском месторождениях выделение участков развития палеорусел выполнено на основе комплексного анализа волновой картины, детального изучения седиментационных срезов и карт RGB-суммы (по кубам после спектральной декомпозиции) совместно с анализом керна и облика кривых ГИС. Протяженность палеоканалов составляет от 1 до 9 км, общие толщины достигают 33 м [2] (рис. 1).
Нодишиа плана
Юз, Ю4, Ю5
Рис. 2. Результат структурного моделирования и дискретные параметры геометрического объема каналов пластов ЮЭ, Ю4, Ю5 в ЭО-модели Fig. 2. The result of structural modeling and discrete parameters of the geometric volume of the channels of the reservoirs U3, U4, U5 in a ЭО model
Рис. 1. Фрагмент схемы RGB-суммы для интервала пласта ЮЭ без интерпретации и с вынесенной интерпретацией с нанесенными элементами русел [2]
Fig. 1. A fragment of the RGB-sum scheme for the interval of the U3 reservoir without in with rendered interpretation with applied channel elements [2]
В рамках работ по трехмерному геологическому моделированию при подсчете запасов залежей продуктивного интервала пластов Ю2-Ю6 применен алгоритм, описанный в работах [6, 7]. Ниже кратко представлены основные этапы моделирования.
Структурный каркас построен по стандартным алгоритмам. За основу были взяты поверхности по отражающим сейсмическим
Рис. 3. Пример разреза куба литологии
толщи пластов Ю2-Ю6
Fig. 3. Example of a section of a lithology cube
горизонтам от кровли пласта Ю2 (ОГ Т) до до-юрского основания (ОГ А).
Для каждого из выделенных по материалам обработки сейсморазведочных работ палеоканалов по скважинным данным построены карты общих толщин (рис. 2б). По материалам корреляции для каждого из выделенных палеоканалов определено пространственное положение относительно стратиграфической кровли пласта, к которому он приурочен. Палеоканал может занимать всю толщину пласта, может быть приурочен к верхней или нижней его части, в соответствии с этим построены дополнительные поверхности кровли и подошвы палеоканалов, которые последовательно встроены в структурную модель [4] (рис. 2а). На рисунке 2в на примере пласта Ю3 проиллюстрирован результат структурного моделирования поверхностей русловых тел и их взаимоувязка в объеме пласта. Следующим этапом геологического моделирования стало распространение параметра литологии и фильтрацион-но-емкостных свойств в трехмерной модели. Для распространения параметров от скважин, характеризующих пойменные и русловые обстановки осадконакопления, были построены дискретные параметры, описывающие геометрию палеоканалов (рис. 2г).
Моделирование параметра литологии выполнялось поэтапно [1]. В пластах Ю2, Ю6 параметр литологии отстраивался по стандартной методике. При моделировании пластов
Ю3, Ю4, Ю5 в первую очередь был создан параметр литологии в пределах перспективных объектов (палеоканалов), далее — выполнено моделирование параметра литологии в «пойменной» части пласта. Разрез куба литологии интервала пластов Ю2-Ю6 показан на рисунке 3.
Отметим, что по результатам моделирования куба литологии выявлены палеорусла, для которых характерно отсутствие литоло-гической связи с коллекторами в пойменной части. В то же время для части палеорусел отмечена литологическая сообщаемость с коллекторами пойменной части пласта (рис. 3).
Результаты комплексного анализа данных исследования керна, испытаний и промысловой геофизики позволили уточнить петрофизическую модель месторождения, однако разделения алгоритмов интерпретации для пойменных и русловых отложений получить не удалось в связи с недостаточностью отбора керна из палеоканалов.
Статистический анализ результатов распределения значений коэффициента открытой пористости (Кп) и начальной не-фтенасыщенности (Кнн), полученных по результатам трехмерного моделирования, отдельно по продуктивной пойменной части и палеоруслам пластов Ю3, Ю4, Ю5 (рис 4, 5, табл. 1), показывает, что отличия фильтраци-онно-емкостных свойств существуют. В связи с улучшенными коллекторскими свойствами коллекторов, вскрытых скважинами,
U2-U6
Рис. 4. Распределение пористости по 30-кубу в каналах (зеленый цвет) и пойменной части пласта (синий цвет) Ю3, Ю4, Ю5 Fig. 4. Distribution of porosity in the 3D cube in the channels (green) and floodplain (blue) U3, U4, U5
Рис. 5. Распределение нефтенасыщенности по 3D-Ky6y в каналах (зеленый цвет) и пойменной части пласта (синий цвет) Ю3, Ю4, Ю5 Fig. 5. Distribution of oil saturation in the 3D cube in the channels (green) and floodplain (blue) U3, U4, U5
пробуренными в отложения палеорусел, средние значения пористости и нефтенасы-щенности в палеоруслах выше, чем в пойме [3].
Особенно четко различия видны на гистограммах распределения пористости и начальной нефтенасыщенности по пластам Ю4 и Ю5. «Скачок» значений пористости и начальной нефтенасыщенности (рис. 6) на границе выделенных в трехмерной модели фациальных зон может являться препятствием для фильтрации флюидов в пределах залежи.
Для проверки гидродинамической связи пойменной и русловой части залежи выполнен анализ результатов расчета 3D гидродинамической модели на участке залежи, где ведется добыча нефти из скважины в зоне палеорусла, а закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в скважину, вскрывшую пойменные отложения. На рисунке 6 представлен разрез распределения начального и текущего Кнн в районе добывающей скважины 9 803, вскрывшей русло, и нагнетательной 9 801, попавшей в пойменную часть.
Разрез гидродинамической модели на текущее состояние разработки демонстрирует наличие гидродинамической связи между отложениями поймы и палеорусла: уменьшение начальной нефтенасыщенности в пойменных отложениях, связанное с миграцией нефти в сторону добывающей скважины. Гидродинамическая связь пойменной и па-леорусловой части коллектора, по-нашему мнению, может быть либо первичной при незначительной разнице свойств коллекторов, либо проявляться в процессе разработки после проведения гидроразрыва пласта.
Одна из основных целей выполненного в рамках подсчета запасов трехмерного геологического моделирования — дифференцированная оценка запасов раздельно в высокопродуктивных частях и вмещающих их породах. В целом по продуктивным пластам тюменской свиты в зонах палеоканалов сосредоточено 12 % запасов нефти, в пойменных частях — 88 % [5]. Распределение запасов в палеоканалах и пойменных частях пластов Ю3, Ю4, Ю5 приведено в таблице 2.
Проведенная работа по адаптации гидродинамической модели на историю разработки позволила выявить участки активных остаточных запасов нефти в палеоканалах и в пойменных отложениях и запланировать мероприятия по дальнейшей разработке Но-вомостовского и Западно-Новомостовского месторождений.
Итоги
Созданная при подсчете запасов числовая трехмерная геологическая модель продуктивных пластов Ю3-Ю5 Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений позволила локализовать песчаные тела перспективных объектов руслового генезиса, выполнить моделирование ФЕС и дифференцированную оценку запасов для русловых и пойменных обстановок осадконакопления. Результаты работы станут основой для выполнения проектного технологического документа на разработку месторождений, а также позволят оптимизировать размещение поисково-разведочного и эксплуатационного фонда скважин.
Вывод
На основе результатов интерпретации 3D-œ^ сморазведки, данных описаний и анализов керна и промысловой геофизики получен
Табл. 1. Распределение значений Кп и Кнн в каналах и пойменной части тюменских отложений пластов ЮЭ, Ю4, Ю5 Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений
Tab. 1. Distribution of Kp and Knn values in the channels and floodplain of the Tyumen deposits U3, U4, U5 of the Novomostovskoye, Zapadno-Novomostovskoye
Пласт Фациальный тип Кп, д. ед. Кнн, д. ед.
Ю3 палеоканал 0,166 0,414
пойма 0,157 0,392
Ю4 палеоканал 0,174 0,448
пойма 0,167 0,424
Ю5 палеоканал 0,165 0,463
пойма 0,155 0,418
В целом по пластам палеоканал 0,168 0,432
Ю3-Ю5
пойма 0,163 0,432
Табл. 2. Распределение запасов в палеоканалах и пойменных частях тюменских отложений пластов ЮЭ, Ю4, Ю5 Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений Tab. 2. Distribution of reserves in paleochannels and floodplain parts of the Tyumen deposits U3, U , U of the Novomostovskoye, Zapadno-Novomostovskoye
Пласт
Ю3
Запасы нефти, %
палеоканал пойма
15 85
Ю
палеоканал пойма
12
88
Ю
палеоканал пойма
5
95
В целом по пластам Ю3 - Ю5
палеоканал пойма
12
88
Рис. 6. Распределение начального и текущего Кнн в разрезе скважин русловой и пойменной фаций
Fig. 6. Distribution of initial and current Knn in the section of wells of channel and floodplain facies
опыт моделирования продуктивных отложений тюменской свиты. Предложен способ моделирования отложений тюменской свиты Новомостовского и Западно-Новомостовско-го месторождений, позволяющий выполнить геометризацию в разрезе песчаных палеока-налов, обладающих улучшенными фильтра-ционно-емкостными свойствами. Результаты цифровой модели можно использовать в качестве основы для оценки запасов углеводородов и для гидродинамических расчетов.
Литература
1. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества SD-моделей. М.: Маска, 2008. 272 с.
2. Копылов В.Е., Калугин А.А. Отчет «Специализированная переобработка и переинтерпретация
геолого-геофизической информации с целью создания новой концептуальной сейсмологической модели среднеюрских отложений Новомостовского месторождения». Договор № 17С2655. Москва, 2019.
3. Гаврилов С.С. Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа (на примере юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири). Диссертация. М., 2008.
4. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные резервуары). Пособие по работе
с керном. Тверь: ГЕРС, 2011. 140 с.
5. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа
объемным методом. Москва - Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 258 с.
6. Калугин А.А., Алексеева А.Д., Торопов Э.С., Стариков В.С. Моделирование петрофизических кубов на примере пластов группы АВ Ватьеганского месторождения // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли, 2020. С. 63-65.
7. Алексеева А.Д., Доценко А.С., Дручин В.С., Калугин А.А. Особенности геологического трехмерного моделирования нефтяных залежей неоднородных коллекторов тюменской свиты
на основе концептуальной модели // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. 2021. № 4. С. 50-58.
ENGLISH
Results
The numerical three-dimensional geological model of the productive layers of the U3-U5 Novomostovsky and Zapadno-Novomostovsky deposits created during the calculation of reserves made it possible to localize the sand bodies of promising objects of channel genesis, to perform modeling of the filtration and capacitive properties and a differentiated assessment of reserves for channel and floodplain sedimentation environments.
The results of the work will become the basis for the implementation of the project technological document for the development of deposits, and will also optimize the placement of the exploration and production fund of wells.
References
1. Zakrevskiy K.E., Maisyuk D.M., Syrtlanov V.R. Evalution of the quality of 3D models. Moscow: Maska, 2008, 272 p. (In Russ).
2. Kopylov V.E., Kalugina A.A. Report "Specialized reprocessing and reinterpretation of geological and geophysical information in order to create a new conceptual seismological model of the Middle Jurassic deposits of the Novomostovskoye field". Contract № 17C2655. Moscow, 2019. (In Russ).
3. Gavrilov S.S. Three-dimensional geological nodeling of natural reservoirs based
Conclusions
Based on the results of interpretation of 3D seismic exploration, data from core descriptions and analyses and field geophysics, the experience of modeling productive deposits of the Tyumen formation was obtained. A method for modeling the deposits of the Tyumen formation of the Novomostovsky and Zapadno-Novomostovsky deposits is proposed, which allows geometrization in the section of sandy paleochannels with improved filtration and capacitance properties. The results of the digital model can be used as a basis for estimating hydrocarbon reserves and for hydrodynamic calculations.
on lithological facies analysis (on the example of jurassic and lower cretaceous deposits of Western Siberia). Dissertation. Moscow: 2008. (In Russ).
4. Baraboshkin E.Y. Practical sedimentology Terrigenous reservoirs. Handbook for working with core. Tver: GERS, 2011, 140 p. (In Russ).
5. Petersilie V.I., Poroskun V.S., Yatsenko G.G. Methodological recommendations for the calculation of geological reserves of oil and gas by volumetric method. Moscow -Tver: VNIGNI, NPC "Tvergeofizika". 2003. (In Russ).
6. Kalugin A.A., Alekseeva A.D., Toropov E.S., Starikov V.S. Model physical cubic meters on the example of the layers of the
AV Vatyegan field group. Topical problems of the oil and gas industry, 2020, P. 63-65. (In Russ).
7. Alekseeva A.D., Dotsenko A.S., Druchin V.S., Kalugin A.A. Peculiarities of three-dimensional geological modelling of oil deposits in nonhomogeneous reservoirs
of Tyumen formation through a conceptual model. Proceedings of Gubkin Russian state university of oil and gas, 2021, issue 4, P. 50-58. (In Russ).
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ I INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Киришев Артем Самвелович, начальник отдела в области геологического моделирования, оценки запасов и ресурсов месторождений нефти и газа, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия Для контактов: artem.kirishev@lukoil.com
Головкина Марина Владимировна, ведущий специалист в области геологического моделирования месторождений нефти и газа, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия
Панферова Елена Юрьевна, инженер в области геологии нефти и газа, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия
Дручин Виталий Сергеевич, к.г.-м.н., заместитель директора филиала по научной работе в области геологии, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия
Доценко Александр Сергеевич, ведущий специалист в области геологии нефти и газа, филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть», Тюмень, Россия
Kirishev Artem Samvelovich, head of the department in the field of geological modeling for the assessment of reserves and resources of oil and gas fields, "LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia Corresponding author: artem.kirishev@lukoil.com
Golovkina Marina Vladimirovna, leading specialist in the field of geological modeling of oil and gas fields, "LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia
Panferova Elena Yuryvna, specialist in the field of oil and gas geology, "LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia
Druchin Vitaly Sergeyevich, candidate of science of geologo-mineralogical sciences, "LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia
Dotsenko Alexander Sergeevich, leading specialist in the field of oil and gas geology, "LUKOIL-Engineering" LLC "KogalymNIPIneft" branch office, Tyumen, Russia
