CC BY
24УДК 552.578.2:550.34.06.013.22
А.В. Лобусев, д.г.-м.н., профессор; М.А. Лобусев, к.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; И.З. Чупикова, главный геолог, НГДУ «Елховнефть»; И.М. Бакиров, к.т.н., зам. директора по научной работе в области геологии нефтяных месторождений и развития информационных технологий; Л.Н. Салахова, ведущий инженер, Институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина, e-mail: Salakhova@tatnipi.ru
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВОГО
МОДЕЛИРОВАНИЯ
СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ
НИЖНЕКАМЕННОУГОЛЬНЫХ
ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ ТАТАРСТАНА
Разработана методика построения геологической модели слож-нопостроенной нижнекаменноугольной залежи нефти, способствующая повышению качества дифференцированного подсчета запасов нефти по пластам, увеличению детальности гидродинамической модели и повышению точности дальнейших расчетов. Построенная модель позволяет более целенаправленно проводить выбор мероприятий по интенсификации и совершенствованию разработки месторождений.
Как известно, региональная нефтеносность терригенных и карбонатных отложений нижнекаменноугольной системы юго-востока Татарстана обусловлена наличием хороших коллекторов и достаточно выдержанных пород-покрышек. Залежи нефти, приуроченные к этим отложениям, характеризуются сложным геологическим строением и содержат высоковязкую нефть. Основным продуктивным терригенным горизонтом нижнекаменноугольной системы является бобриковский. Он характеризуется такими факторами, как резкая литолого-фациальная изменчивость, выклинивание,заметное увеличение толщин. С геолого-промысловой точки зрения естественно, что наибольший интерес представляют участки с повышенными значениями эффективных толщин бобриковских пластов. Причем в некоторых случаях такие увеличенные мощности практически не влияют на общую толщину разреза нижнего кар-
бона, то есть изменение толщины происходит за счет уменьшения его нижней карбонатной части (турнейского яруса). Можно говорить о том, что песчаные тела бобриковского горизонта врезаются в массив карбонатов турнейского яруса. Такие зоны получили название эрозионных врезов. На протяжении ряда лет проблематикой эрозионных врезов занимаются многие российские ученые и исследователи [1, 3, 4, 5]. Впервые эрозионный тип разреза терри-генной толщи нижнего карбона (ТТНК) в республике Татарстан задокументирован в 1952 г. (В.И. Троепольский - скв. 7 Аксубаевская, Мелекесская впадина; А.П.Блудоров - скв. 41 Сулеевская, Южно-Татарский свод) [3]. На территории Татарстана эрозионные врезы получили свое развитие, главным образом на восточном борту Мелекесской впадины, западном склоне Южно-Татарского свода и северной части Ромашкинского нефтяного месторождения.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖЕЙ
В результате всестороннего изучения геологического строения врезов и залежей нефти, приуроченных к ним или каким-либо образом связанных с ними, проведенного на примере Нератовского поднятия Соколкинского месторождения, было установлено, что при создании геологической основы для проектирования наиболее оптимальной системы разработки первоочередными задачами являются выделение на площади залежи границ распространения врезов; установление глубины размыва; детальное изучение геологического строения залежей, осложненных врезами. Основные запасы нефти Соколкинского месторождения сосредоточены в терригенных коллекторах бобриковского горизонта и в карбонатных коллекторах турнейского яруса нижнего карбона. Для продуктивных отложений бобриковского горизонта характерна довольно
таблица 1. характеристика нижнекаменноугольных залежей соколкинского месторождения
параметры залежи терригенных коллекторов залежи карбонатных коллекторов
Бобриковские пласты Врезовые пласты Кизеловско-черепетский Упино-малевский
Средняя глубина залегания, м 1168,6 1174,4 1181 1204
Общая нефтенасыщ. толщина, м 5,2 10,2 27 17,8
Эффектив. нефтенасыщ. толщина,м 2 4,1 8,8 8,3
Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,443 0,45 0,429* 0,587*
Расчлененность 1,8 2,1 5,073 3,927
Абсолютная отметка ВНК, м -927,1 -933,2
Пористость, д.ед. 0,186 0,21 -933,2
Проницаемость, мкм2 0,417 0,46 0,123 0,09 0,783
Нефтенасыщенность, д.ед. 0,73 0,833
Коэффициент вытеснения, д.ед. 0,556 0,56 0,435
Давление насыщения, МПа 2,92 41,2 2,4 24,8 12,75
Вязкость динамическая, мПа*с
Газосодержание, м3/т 14,42 854
Плотность пластовой нефти, кг/м3 863
0,429*- доля проницаемых прослоев в карбонатном массиве.
высокая степень неоднородности, пласты характеризуются литологической изменчивостью. Терригенные пласты-коллекторы в основном представлены песчаниками, в некоторых скважинах они сложены алевролитами. По данным ГИС, в турнейской толще выделяется до 18 отдельных пористо-проницаемых нефтена-сыщенных прослоев, что также указывает на весьма высокую степень расчлененности карбонатного разреза. Геолого-промысловая характеристика рассматриваемых нижнекаменноугольных залежей Нератовского поднятия Соколкинского месторождения приведена в таблице 1.
структурное моделирование
При создании схемы описания продуктивной части разреза нижнекаменноугольной системы предлагается метод универсализации или стандартизации справочника пластов, с тем чтобы его можно было применить ко всем скважинам одинаково - и к «врезовым», и к «неврезовым». Это является одним из основных условий успешности структурного моделирования залежи. Определяющую роль при установлении последовательности напластования пород имеет выделение в разрезе скважин реперных границ [2]. В продуктивных нижнекаменноугольных отложениях выделены следующие реперные поверхности: Rp-1 (подошва турнейского
яруса), Rp-3 (кровля нижнетурнейского подъяруса), Rp-5 (кровля турнейского яруса), 1}р-6 (кровля бобриковского горизонта), Rp-7 (кровля тульского горизонта). Следует отметить, что репер-ная поверхность - кровля турне - RP-5 должна выделяться во всех скважинах, во врезовых скважинах она проведена условно и называется восстановленной поверхностью турне. Дополнительно выделяется кровля вскрытых турней-ских карбонатов С^г в скважинах, вскрывших размытую часть разреза, и здесь же - массив врезовых отложений, условно выделенный как С1ЬЬ-0. В скважинах, не подвергшихся размыву, поверхности 1}р-5 и уг совпадают, а массив отложений С1ЬЬ-0 выделяется в виде точки (1276,2- 1276,2). Выделение в каждой скважине всех пластов и реперов даст возможность для моделирования структурных форм с различными типами разрезов без дополнительной оцифровки границ и поверхностей.
С помощью технологии математического моделирования структурных поверхностей выполнялись расчет и построение структурных сеток по кровлям и подошвам продуктивных пластов и про-пластков. При этом было соблюдено необходимое условие для применения методики расчета - наличие отметок глубин всех структурных поверхностей в каждой скважине.
На рисунке 1 представлена схема корреляции продуктивного разреза нижнего карбона, выполненная в программном комплексе StratWorks, на которой выделены все отстроенные стратиграфические поверхности.
методика выделения границ распространения эрозионных врезов на основе анализа толщин
Для выявления скважин, вскрывших врезовый разрез, и дальнейшего определения границ распространения врезов по площади и изучения их геологического строения по разрезу предлагается использовать метод анализа толщин с привлечением статистических распределений. В связи с этим было проведено исследование по всему пробуренному фонду скважин Нератовского поднятия Соколкинского поднятия, включающего 182 скважины. Именно на этой территории месторождения врезы имеют самое широкое распространение: 37 скважин вскрыли эродированную поверхность турнейского яруса, что составляет 20% от общей численности скважин этого участка. В качестве основного параметра, который использовался в процессе анализа, была выбрана общая толщина различных комплексов нижнего карбона. Для этого были построены следующие характеристики распределения этих толщин:
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ геология \\ 35
10527
10522
10528
10529
Рис. 1. Схема корреляции нижнекаменноугольных отложений по линии скважин №10527-10529 относительно поверхности Rp-3. Rp-1 - подошва турнейского яруса; Rp-3 - кровля нижнетурнейского подъяруса; Rp-5 - кровля турнейского яруса (стратиграфическая); С^г - кровля турнейского яруса (вскрытая); Rp-б -кровля бобриковского горизонта; Rp-7 - кровля тульского горизонта
• общая толщина турнейского яруса;
• общая толщина турнейского яруса по скважинам без размыва;
• общая толщина нижнетурнейского подъяруса;
• общая толщина верхнетурнейского подъяруса;
• общая толщина отложений терриген-ного комплекса.
В результате анализа полученных характеристик распределения толщин различных комплексов рассматриваемого
45 -,-
продуктивного разреза был выявлен ряд характерных особенностей и закономерностей. Так, распределение общих толщин турнейских отложений по всем скважинам выявило четкое разделение групп скважин с нормальным (полным) разрезом и скважин, вскрывших врез (с неполным разрезом) (рис. 2а). Как видно по графику распределения, разделение его на две разные части, характеризующие полноту разреза, соответствует толщине 52 м. Эту величину
—•—а) -•-б) -•-в)
—Д)
можно считать граничным значением или критерием, определяющим наличие размыва.
Распределения толщин нижнетурнейского подъяруса и общей толщины турнейского комплекса, не затронутого размывом, ничем аномальным не выделяются (рис. 2б, 2в). Упино-малевские отложения на месторождении размывом не затронуты.
Наиболее интенсивному размыву на территории месторождения подверглись кизеловско-черепетские отложения, что подтверждается распределением толщин данного комплекса. График распределения четко делится на две части, что соответствует двум видам разреза - полному неразмытому и неполному размытому. Граничное значение толщины, при котором начинается размыв, равно 26 м (рис. 2г). Общая толщина терригенного комплекса включает отложения бобриковско-радаевского горизонта и внутриврезо-вые отложения. Данное распределение также выявило четкое разделение разреза рассматриваемого комплекса на два вида: незатронутый размывом и размытый, что подтверждается полученным графиком (рис. 2д). В 28% скважин толщина комплекса варьирует в пределах 3-5 м. Граничное значение толщины, при котором график распределения резко делится на две части, соответствует 11 м. Правая часть графика, где значения толщин более 11 м, соответствует области размыва и является врезовой. Следует отметить, что параметр толщины распределений турнейского, верхнетурнейского и терригенного комплексов изменяется в широких пределах, что говорит о большом разнообразии врезов по глубине размыва. Одним из важных этапов моделирования залежей нефти, осложненных врезами, является выявление границ распространения ареалов их развития. Для этого с помощью математических операций с гридами предлагается строить карты общих толщин массивов пород, участвующих в вычислении и определении аномальных рядов толщин. В качестве основных параметров следует принимать: • общую толщину терригенного массива от кровли бобриковского горизонта ^р-6) до кровли турнейского яруса;
3*
40 35 30 25 20 15 10
п
i 1
\11
--г-г , 1 V й \
0-2 6-8 12-14 18-20 24-26 30-32 36-38 42-44 48-50 54-56 60-62 66-68
классы
Рис. 2. Распределение общих толщин: а) турнейского яруса; б) турнейского яруса по скважинам без размыва; в) нижнетурнейского подъяруса; г) верхнетурнейского подъяруса; д) терригенного комплекса
рис. 3. Иератовское поднятие Соколкинского месторождения. Карта общих толщин врезового массива от Rp-5 до вскрытой кровли турнейского яруса
• общую толщину турнейского яруса от вскрытой кровли до подошвы ^р-1);
• общую толщину массива турнейского яруса от его кровли Rp-5 (в том числе восстановленной) до подошвы ^р-1).
1. Вначале отстраивается карта общих толщин терригенного комплекса от кровли бобриковского горизонта Rp-6 до кровли турнейского яруса. На карте выделяются области аномально повышенных значений толщин:
Н = Rp-6 - С^г.
2. На карте, отражающей изменение общих толщин карбонатов от вскрытой кровли до подошвы турнейского яруса Rp-1, прослеживаются области пониженных значений толщин карбонатных отложений турнейского яруса:
Н2 = С^г - Rp-1.
При совмещении первых двух построенных карт получаем совпадение этих аномальных зон. Эти ареалы - зоны развития аномально высоких значений в первом случае и аномально низких значений во втором - соответствуют зонам распространения эрозионных врезов на исследуемой территории Нератовского
поднятия. В результате же суммирования этих карт получаем карту общих толщин терригенно-карбонатного массива пород нижнекаменноугольной системы от Rp-6 до Rp-1. Методический подход, используемый при построении первых двух карт общих толщин, представляет собой способ определения развития аномальных зон. При совпадении ареалов распространения этих зон в плане получаем решение поставленной задачи на качественном уровне.
3. Строится карта общих толщин массива от реперной поверхности Rp-5 до Rp-1, в том числе Rp-5, восстановленная с помощью корреляции в скважинах, вскрывших эрозионные врезы:
Н3 = Rp-5 - Rp-1.
4. Результирующая карта общих толщин отложений врезового массива (рис. 3) от реперной поверхности Rp-5 до кровли турнейского яруса получена путем вычитания данных карты 2 из данных карты 3. Нулевые значения толщин в скважинах соответствуют отсутствию размыва в данной скважине, значения толщин в скважинах соответствуют величине размытой части турнейского яруса:
Нв
H,
H2.
Построенная на основе предложенного методического подхода карта толщин отложений врезового комплекса нижнекаменноугольной системы дает наиболее четкую картину развития эрозионных врезов на Нератовском поднятии Соколкинского месторождения.
3D-M0ДEЛИP0BAHИE И ПОДСЧЕТ НАЧАЛЬНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ
Для построения трехмерной геологической модели Нератовского поднятия Соколкинского месторождения использовался программный комплекс Irap RMS 9.0.7 (ROXAR). Объектами моделирования явились продуктивные отложения бобриковского горизонта и турнейского яруса. При построении стратиграфической сеточной модели залежи бобриковского горизонта и карбонатов нижнетурней-ского подъяруса Соколкинского месторождения выбран пропорциональный тип залегания. Исходя из того, что отложения нижнего карбона на данном месторождении осложнены эрозионными врезами, врезовый комплекс ClbbO и верхнетурнейский карбонатный массив,
WWW.NEFTEGAS.INFO
\\ геология \\ 37
Рис. 4. Распределение пористости (а) и нефтенасыщенности (б) в разрезе по линии скважин 10589-10586-10577-10567
подвергшийся разрушению, были описаны и смоделированы иным способом. Для них был выбран тип залегания слоев, параллельный подошвенному напластованию с вертикальным разрешением в 0,4 м. Таким образом, наиболее полно сохранена геологическая неоднородность и детальность геологического строения терригенных врезовых комплексов и карбонатных отложений тур-нейского яруса.
Распределения параметров (пористости и нефтенасыщенности) в разрезе эрозионных врезов по линии скважин представлены на рисунке 4. Подсчет начальных геологических запасов нефти в модели выполнялся объемным методом. В расчете объема использовались ячейки, находящиеся выше поверхности водонефтяного контакта. Результаты расчетов, сравнение подсчетных параметров и запасов по горизонтам приведены в таблице 2. Начальные геологические запасы бо-бриковского горизонта и турнейского яруса, подсчитанные в модели, представлены дифференцированно по пластам. При этом особенно актуальным явилось структурно-стратиграфическое выделение внутриврезовых комплексов и залежей нефти, приуроченных к ним. В результате осуществленного геологического 30-моделирования выделены отдельно запасы врезового комплекса СаЬЬ0, которые составили 888,436 тыс.т. Выделение врезовых залежей нефти по-
Таблица 2. Сравнительная таблица начальных геологических запасов нефти
Подсчет запасов (ТГРУ, 2003 г.) Подсчет запасов по модели (1гар RMS, 2010 г.) Рас-
Горизонт, ярус Пласты Объем нефт.по-род тыс.м3 Кп, д.ед. Кн, д.ед. Пересчет. коэф-фици- Плотность нефти, г/см3 Нач. геолог. запасы нефти, Объем нефт.по-род тыс.м3 Кп, д.ед. Кн, д.ед. Нач. геолог. запасы нефти, хождение запасов, %
ент тыс.т тыс.т
Бобриков- С,ЬЬ2 1632,89 0,170 0,737 171,782
ский С,ЬЬ13 С,ЬЬ12 С.ЬЬГ С,ЬЬ0 10925,098 1799,347 260,103 6508,968 0,195 0,195 0,192 0,198 0,766 0,766 0,759 0,821 1370,238 225,675 31,870 888,436
Всего по 21126,406 0,191 0,77 2687,995
горизонту 20335,391 0,189 0,806 0,952 0,882 2601 +3,3
Турнейский
кизеловско-черепетский С^-сг 93306,209 0,124 0,741 7491,596
упино-малевский С,ир-т1 35286,596 0,131 0,759 3029,464
Всего по ярусу 123659,671 0,123 0,783 0,980 0,896 10458,000 128592,805 0,126 0,746 10521,06 +0,6
вышает точность и детальность проведения анализа заводнения коллекторов и выработки запасов нефти из пластов, а на основе этого становится возможным проектировать на них отдельную систему разработки. Анализ структуры запасов, подсчитанных в модели, показал весьма неоднородное распределение начальных запасов по пластам бобриковского горизонта. Максимальное количество запасов сосредоточено в пласте С1ЬЬ13 (51%), который является доминирующим как по площади распространения, так и по толщине. По своим коллекторским свойствам он практически идентичен с другими бобриковскими пластами. Вторым по запасам на Нератовском поднятии является комплекс С1ЬЬ0 (32%). Несмотря на то что он имеет локальное распространение, пласты внутриврезового комплекса отличаются от бобриковских
степенью нефтенасыщения - 0,821 д.ед. (0,737-0,766 д.ед. - в бобриковских пластах), пористостью - 0,198 д.ед. (0,170,195 д.ед. - в бобриковских пластах) и средним значением эффективной не-фтенасыщенной толщины - 4,0 м (1,1-1,9 м - в бобриковских пластах). Таким образом, детальное расчленение разреза бобриковско-радаевского горизонта, а также выделение врезового массива и продуктивных пластов в его составе имеют определяющее значение. Как показал настоящий опыт, построенные на этой основе уточненные геолого-промысловые модели нижнекаменноугольных залежей нефти, осложненных эрозионными врезами, имеют исчерпывающую детальность геологического строения. Учет геологической неоднородности продуктивных пластов способствует увеличению детальности гидродинамической модели,
что приводит к повышению точности дальнейших расчетов в математическом моделировании [6].
ВЫВОДЫ
1. Разработана методика построения геолого-промысловой модели сложно-построенной нижнекаменноугольной залежи нефти, способствующая повышению качества дифференцированного подсчета запасов нефти по пластам, увеличению детальности гидродинамической модели и повышению точности дальнейших расчетов.
2. Построенная геолого-промысловая модель позволяет проводить дифференцированный анализ заводнения и выработки запасов из пластов залежей, осложненных врезами, а в дальнейшем -целенаправленный выбор мероприятий по интенсификации и совершенствованию разработки месторождений.
Литература:
1. Гутман И.С., Осипова Г.Э. Природа повышенных мощностей пластов-коллекторов в зонах эрозионных врезов терригенной толщи нижнего карбона на юго-востоке Татарии// Геология нефти и газа. - 1983. - № 6. - С. 6-12.
2. Лобусев А.В., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Кафедра промысловой геологии нефти и газа. - М., 2008. - 153 с.
3. Мухаметшин Р.З. Палеоврезы и их роль в освоении трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: Геоинформмарк, 2006.
- 80 с.
4. Талипов Р.С., Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х., Мельников М.Н. О геометризации площади распространения «врезов»// Нефтепромысловое дело. - 2003. - №12. - С. 102-107.
5. Ларочкина И.А. Нефтеносность частично размытых турнейских пород на территории Татарской АССР// Геология нефти и газа. - 1984. - № 2. - С. 5-8.
6. Низаев Р.Х., Рамазанов Р.Г., Сидоров С.В., ОсносЛ.Р. Состояние, особенности и проблемы построения геологических и гидродинамических моделей мелких месторождений. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М.: ВНИИОЭНГ. - 2008 г.
- 111-126 с.
Ключевые слова: нефтеносность, залежь нефти, общая толщина, распределение параметра, размыв, литолого-фациальная изменчивость, геологическая модель, продуктивный разрез.
ТРУБЫ ОБСАДНЫЕ И НКТ НЕФТЕПРОВОДНЫЕ, БУРИЛЬНЫЕ
В ТОМ ЧИСЛЕ С КОРРОЗИОННОСТОЙКИМ ПОКРЫТИЕМ «АРГОФ»
426063, УР, г. Ижевск, ул. Мельничная, 46 • тел.: (3412) 66-22-66 • udmpk.ru, удмпк.рф
на правах рекламы
ЗАО^^-----
(УГ
Удмуртская Промышленная Компания
