Особенности моделирования залежей нефти с малым количеством скважин Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2013

Геология

Вып. 1(18)

ГЕОЛОГИЯ, ПОИСКИ И РАЗВЕДКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 553.98

Особенности моделирования залежей нефти с малым количеством скважин

Д.В. Лунев

Пермский государственный национальный исследовательский университет, 614990, Пермь, ул. Букирева, 15. E-mail: [email protected]

(Статья поступила в редакцию 26 ноября 2012 г.)

Рассматриваются два примера моделирования залежей нефти с малым количеством скважин. Для построения геологически более корректной модели залежи предложено ввести в модель виртуальную скважину. Затем проводится сравнение рассчитанных параметров модели, построенной обычным способом, и модели, построенной с использованием виртуальной скважины.

Ключевые слова: геологическое моделирование, залежь, виртуальная скважина, сопротивление, коэффициент нефтенасыщенности.

В современных условиях создание корректных моделей залежей УВ является одним из важнейших компонентов подсчета запасов УВ и разработки месторождения.

Геологическая модель месторождения

- объёмное представление месторождения в виде многомерного геолого-промысло-вого объекта - хранится в памяти компьютера. Она позволяет исследовать и прогнозировать распространение свойств горных пород в пределах всей залежи.

Построения моделей, рассматриваемые в данной статье, выполнены в программе IRAP RMS. На первом этапе моделирования залежей проводится построение структурных поверхностей на основе материалов сейсморазведки и данных пла-стопересечений в скважинах. Затем следует этап литологического моделирования, для которого исходными являются скважинные данные. К ним относятся результаты интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС), а также данные исследований керна, характеризу-

ющие распределение коллекторов по разрезу, значения коэффициента пористости и сопротивления в породах-коллекторах, характер насыщения. На этапе литологического моделирования залежей программа проводит пространственное распределение пород-коллекторов и определение значений петрофизических параметров продуктивных пластов. Для литологического моделирования месторождений в программе IRAP RMS использован метод детерминистской технологии с применением трёхмерной стратиграфической интерполяции (т.е., следуя слоям сетки), которая на основании ограниченного числа ячеек с определёнными значениями параметра позволяет получить его значения для всех остальных ячеек сетки.

При литологическом моделировании предварительно дискретная кривая литологии (1 - коллектор, 0 - неколлектор) преобразуется в непрерывную кривую псевдолитологии (Lito_Clay, Lito_Sand) с диапазоном от минус единицы в некол-

© Лунев Д.В., 2013

лекторах до единицы в коллекторах. В результате интерполяции кривой псевдолитологии получаем непрерывное распределение параметра, значения которого изменяются от -1 до 1. Для того чтобы получить дискретный параметр, характеризующий литологию, выполняется разделение пород на коллектор-неколлектор через граничное значение для всех продуктивных объектов месторождения. В итоге полученный дискретный параметр литологии характеризует пространственное расположение коллекторов.

После литологического моделирования следует этап петрофизического моделирования, целью которого является определение значений петрофизических параметров продуктивных пластов. Для петрофи-зического моделирования использован метод детерминистического взвешивания. Интерполяция значений коэффициентов пористости и сопротивления пласта породы выполнялась только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. Итогом интерполяции пористости и сопротивления стало трёхмерное распределение параметра в пределах коллекторов.

Далее следует этап моделирования насыщения пластов. Основной целью этого этапа работ являлось получение пространственного распределения коэффициента нефтенасыщенности в пределах залежей.

Расчёт коэффициента нефтенасыщен-ности (КМ) проводится с учётом следующей зависимости: Ш = 1 - Кою,

(1) где Kow - коэффициент остаточной водонасыщенности,

доли ед. Известно, что Кому = f (^“),

(2) где Рп - параметр насыщения, доли ед. Таким образом, при увеличении значения параметра насыщения (Рп) коэффициент остаточной водонасыщенности уменьшается, следовательно, коэффициент нефте-насыщенности увеличивается. При увеличении значения сопротивления (ЯР) параметр насыщения увеличивается:

Рп — /(ЯР) (3)

Следовательно,

™=/(ДР), (4)

т.е. при увеличении значения сопротивления коэффициент нефтенасыщенности также увеличивается. Конкретные зависимости между параметрами для каждого месторождения индивидуальны и выводятся эмпирическим путём на основе данных исследований керна. При этом вода является проводником электричества, а нефть - диэлектриком, поэтому значение сопротивления воды меньше, чем нефти, значит, сопротивление горных пород может меняться от минимальных (характерных для воды) до максимальных (характерных для нефти) значений.

Часто при построении геологических моделей месторождений происходит заведомое занижение запасов нефти и газа, что характерно в случае залежей с малым количеством скважин, когда отмечается недостаток данных о величинах фильтрационно-емкостных параметров и о коэффициенте нефтенасыщенности. В результате всему объёму залежи присваивается какое-либо одно значения того или иного параметра, что не совсем корректно, т.к. величина коэффициента нефтена-сыщенности пород не является единой для всего объёма залежи, а обычно закономерно снижается от верхней к нижней её части.

Для залежей, на которых пробурено небольшое количество скважин (1-2), особенно если эти скважины расположены не в своде залежи, а вблизи контура нефтеносности, значения параметра сопротивления и коэффициента нефтенасыщенно-сти будут занижены по сравнению с их истинными значениями. Это происходит по следующей причине: пласт поро-

ды-коллектора, вскрываемый скважиной вблизи контура нефтеносности, расположен в зоне влияния ВНК, а иногда и ниже его. Из-за этого в данной точке коллектора сопротивление пласта низкое, характерное для водонасыщенного коллектора, в то время как нефтесодержащим породам свойственны высокие значения сопротивления. При интерполяции кол-

лекторских свойств низкое значение сопротивления распространится и на породы-коллекторы нефтенасыщенной части пласта. Кроме того, могут отсутствовать сведения ГИС о величине параметров по причине невысокого качества каротажа, небольшой мощности проницаемых прослоев (относительно точно определить сопротивление можно при мощности прослоя в 1,5 м) и по другим причинам .

Выходом из подобной ситуации может быть введение в геологическую модель так называемой «виртуальной» скважины, расположенной в сводовой части залежи и имеющей значение сопротивления пласта, характерное для нефтенасыщенных пород. Эти значения параметров будут более геологически корректными. Виртуальная скважина в некоторых случаях может располагаться вблизи контура нефтеносности. Значения пористости и сопротивления задаются по аналогии с выше-или нижележащими пластами данного поднятия или с другими поднятиями этого же пласта, а затем производится новая интерполяция значений параметра сопротивления с учётом виртуальных скважин.

Ниже приведён первый пример расчёта коэффициента нефтенасыщенности для залежи пласта Тл2б Гординского поднятия Судановского месторожения нефти (Пермский край). Расчёт коэффициента нефтенасыщенности проводился по следующему алгоритму. Параметр пористости Рр рассчитывается по формуле (Соснина, 2011)

Рр = 31994* КР~2Л818, (5)

где Рр - параметр пористости, доли ед, КР

- коэффициент открытой пористости, %.

Параметр насыщения - по формуле

П ИР

Рп =------- (6)

Рр*0,04 ’ V

где ЯР - интерполированный параметр сопротивления пласта, Ом-м. Коэффициент остаточной водонасыщенности при учёте его зависимости от Рп рассчитывался по формуле

Рп = 2368.4 * Kow-1■692 . (7)

Коэффициент нефтенасыщенности - по формуле (1).

На Гординском поднятии расположена только скв. 540, которая находится в при-контурной части залежи. При интерполяции значений сопротивления скв. 540 залежь будет иметь заведомо заниженное значение сопротивления и, следовательно, коэффициента нефтенасыщенности.

Результаты расчётов значений сопротивления, коэффициента нефтенасыщен-ности и запасов приведены в табл. 1.

Далее расположим на Гординском поднятии Судановского месторождения две виртуальные скважины 1000 (в сводовой части) и 1001 (на восточном склоне) и зададим для них скорректированные значения сопротивлений (рис. 1). Данные по коэффициентам пористости оставим без изменений.

Электрические сопротивления в виртуальных скважинах можно определить, проанализировав гистограммы распределения этого параметра для нефтенасыщенных пород других поднятий (рис. 3-6) и графики распределений значений сопротивлений пород-коллекторов от расстояния до поверхности принятого ВНК (рис. 7-8). Заметим, что графики зависимости распределения сопротивлений пород от расстояния до ВНК дают весьма неоднозначные результаты: нет чёткой зависимости между расстоянием и сопротивлением, поэтому значения, задаваемые в виртуальных скважинах, будут в значительной степени субъективны и во многом зависимы от личного опыта автора.

Так как скв. 1000 находится в своде залежи, вскрываемые ею продуктивные пачки находятся на большом расстоянии от ВНК, поэтому примем значение сопротив-

ления в верхней пачке 42 Ом-м, в нижней

- 32 Ом-м. В скв. 1001, расположенной в водонефтяной зоне, зададим значения сопротивления в верхней пачке 8 Ом-м, в нижней пачке - 6 Ом-м (рис. 1). Значение пористости, полученное при интерполя-

ции по данным скв. 540, оставим без изменений.

Рассчитав коэффициент нефтенасы-щенности по приведённым выше формулам, получим его новое значение: 0.85.

Таблица 1. Средние значения параметров по результатам моделирования залежи пласта Тл2б Гординского поднятия Судановского месторождения

Параметр По данным скв. 540 По данным скв. 540, 1000, 1001 Разность (%)

ЯР, Ом-м 6.8 22.1 230

ед. 0.73 0.84 15.1

Запасы, усл. ед. 210 242 15.2

При сопоставлении коэффициента неф-тенасыщенности и запасов, рассчитанных по двум методикам, имеет место превышение во втором случае более чем на 15%.

Пример расчёта коэффицента нефтена-сыщенности залежи пласта Бб2 Аспинско-го месторождения западного купола Грядового поднятия.

Расчёт коэффициента нефтенасыщен-ности проводился следующим образом.

Расчет параметра пористости Рр - по формуле (Соснина, 2011)

- 1,3356

?!.!= 3955.6-Л? , (8)

где Рр - параметр пористости, доли ед., КР

- коэффициент открытой пористости, %. Расчет параметра насыщения Рп - по формуле

Рп =

КР

(9)

Рр*0.04’

где ЯР - интерполированный параметр плотности пласта, Ом-м. Расчет коэффи-

циента остаточной водонасыщенности Ко\у - по формуле

Рп = (1927.2 *Ко\\гу0-611^ (10)

где Kow - коэффициент остаточной водо-насыщенности, доли ед., Рп - параметр насыщения, ед. Расчет коэффициента нефтенасщенности - по формуле (1).

На западном куполе Грядового поднятия расположена только скв. 53, которая находится в приконтурной части залежи. При интерполяции значений сопротивления скв. 53 залежь будет иметь заведомо заниженное значение сопротивления и, следовательно, коэффициента нефтенасы-щенности.

Результаты расчётов значений сопротивления, коэффициента нефтенасыщенности и запасов приведены в табл. 2. Построим на Грядовом поднятии Аспинского месторождения виртуальную скважину 2000 (в сводовой части) и зададим в ней значения сопротивления. Значения пористости оставим без изменений.

Таблица 2. Средние значения параметров по результатам моделирования залежи пласта Бб2 Грядового поднятия Аспинского месторождения

Параметр По данным скв. 53 С учётом скв. 2000 Разность, %

ЯР, Ом-м. 9.0 26.2 390

К^ ед. 0.74 0.87 18

Запасы, усл. ед. 196.0 229.6 17

В данном случае ситуация осложняется тем, что нет данных о величинах сопротивления пород, вскрытых скважиной 53, а, значит, значения сопротивления в данной залежи по-

лучены путём интерполяции скважин других поднятий. Аналогично первому примеру

зададим значение сопротивления равным 35 Омм в верхней пачке; 25 Ом м - в верхней

части нижней пачки и 10 Омм - в нижней части нижней пачки (рис. 2). Коэффициенты пористости останутся без изменений. Проин-терполировав значения сопротивления и пористости и рассчитав новые значения коэффициента нефтенасыщенности и запасов, получим следующие данные (см. табл. 2). Расхождения по значениям запасов и коэффициента нефтенасыщенности между двумя вариантами расчётов составляют 17 и 18%.

Таким образом, результаты моделирования залежей с учётом виртуальных скважин показали, что их использование придаёт модели залежи большую, хотя и не абсолютную, геологическую корректность, т.к. коэффициент нефтенасыщенности в этом случае увеличивается от подошвы до кровли залежи. Запасы нефти в залежах при таком моделировании существенно увеличиваются, что в большей степени соответствует геологической обстановке.

Рис. 1. Распределение коэффициента нефтенасыщенности. Разрез залежи пласта Тл2б Гор-динского поднятия Судановского месторождения и схема размещения скважин на Гор-динском поднятии

1000

0.444

0.111

Г\ІЧ

■

,

По данным скв. 53

О 200 400

С учётом скв. 2000

Рис 2. Распределение коэффициента нефтенасыщенности. Разрез залежи пласта Бб2 Грядового поднятия Аспинского месторождения. Схема размещения скважин на Грядовом поднятии

4

\ Ш 1 - ■ ■ ■ f

5 10 15 20 25 30 35 40 45 45-198

Рис. 3. Судановское месторождение, визейский объект (Cv), гистограмма распределений значений сопротивления в нефтенасыщенной части пласта. По горизонтальной оси - сопротивление, Омм, по оси вертикальной -частость, %

Рис. 4. Судановское месторождение, визейский объект (СIV), гистограмма распределений значений сопротивления в водонасыщенной части пласта. По горизонтальной оси - сопротивление, Омм, по оси вертикального - частость, %

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 50+

Рис. 5. Аспинское месторождение, пласт Бб, гистограмма распределений значений сопротивления в нефтенасыщенной части пласта. По горизонтальной оси - сопротивление, Ом м, по оси вертикальной - частость, %

35

12 3 4 5 6

Рис. 6. Аспинское месторождение, пласт Бб, гистограмма распределений значений сопротивления в водонасыщенной части пласта. По горизонтальной оси - сопротивление, Ом м, по оси вертикальной - частость, %

Рис. 7. Распределение значений сопротивления пород коллекторов нефтенасыщенной части пласта (вертикальная ось) от расстояния до ВНК (горизонтальная ось), Аспинское месторождение, визейский пласт

256—

♦ ♦

♦

♦

, -5 * - ♦% ♦ * ♦ ♦ ♦ Г *♦♦;* /Д* ♦♦ «.*♦♦♦ *.**4 ♦ *♦* ** 5 10 15 20 25 30

Рис. 8. Распределение значений сопротивления пород коллекторов нефтенасыщенной части пласта (вертикальная ось) от расстояния до ВНК (горизонтальная ось), Судановское месторождение, визейский пласт

Библиографический список.

2. Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений, ОАО «ВНИИОЭНГ». М., 2002 Ч1.

1. Руководство пользователя программ-много продукта IRAP RMS, М., 2002.

About Modeling Oil Reservoirs with a Few Number of Holes

D.V. Lunev

Perm State National Research University, 614990, Perm, Bukirev st., 15. Email: [email protected]

The author considers two examples of models of oil deposit with a small number of wells. To build a more geologically correct model reservoir it is proposed a model of "virtual hole." Then, a comparison of calculated parameters of the model constructed in the usual way and the model that is built using a "virtual wells" is fulfilled.

Keywords: geological modeling, reservoir, virtual borehole, resistance, factor saturation.

Рецензент - кандидат геолого-минералогических наук В.И. Набиуллин