Геометризация нефтяных залежей и математическое моделирование нефтеводонасыщенности на основе стадийности процессов нефтегазообразования (на примере месторождений Западной Сибири)

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

На правах рукописи

Специальность 25.00.16 - «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр»

Автореферат

диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

ГЕОМЕТРИЗАЦИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОСТИ НА ОСНОВЕ СТАДИЙНОСТИ ПРОЦЕССОВ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ

Грищенко Марина Афанасьевна

Екатеринбург - 2008

Работа выполнена в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» и ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет»

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук, профессор Паняк Стефан Григорьевич

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор Тагильцев Сергей Николаевич - кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущяя организация - ООО «КогалымНИПИнефть»

Защита диссертации состоится « 11 » декабря 2008 г. в 1400 час. на заседании диссертационного совета Д 212.280.02 при ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» по адресу: 620144, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, д. 30, аудитория 2142.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ГОУ ВПО «Уральский государственный горный университет».

Автореферат разослан « 8 » ноября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета В. К. Багазеев

1. Общая характеристика работы

Актуальность темы. В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходится исследовать сложно построенные залежи нефти и газа в отложениях с неоднородными коллекторскими свойствами. По свидетельству Ф.З. Хафизова, в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи при подсчете запасов углеводородов возникает до 47 % ошибок. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования.

В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр вопросов по определению уровня водонефтяного контакта (ВНК), обоснованию его по площади залежи и моделированию нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий, как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей нефтяных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.

Объект исследований - геометризация нефтяных залежей месторождений Нижневартовского района на основе особенностей положения ВНК и распределение нефтеводонасыщенности в переходных зонах залежей для уточнения запасов.

Предмет исследований - закономерности положения водонефтяного контакта и строение переходной зоны нефтяных залежей.

Цель работы - выявление закономерностей положения ВНК и математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходных зон для повышения точности подсчёта запасов и эффективности разведки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований:

1. Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК.

2. Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях Западной Сибири на основе стадийности процессов нефтегазообразования.

3. Создание моделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.

4. Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных геологических моделей.

5. Оценка высоты переходной зоны в процессе моделирования насыщенности.

6. Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей.

Идея работы заключается в использовании стадийности процессов нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математическом моделировании нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта запасов.

Фактический материал и методы исследований. Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18000 скв.).

Методы исследований включают: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опыта; анализ результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обработка которых выполнена на современных программно-технических комплексах (Солвер, Геопоиск); компьютерное моделирование на основе программных продуктов Geofreme и Petrel (компании Shlumberger), IRAP RMS (компании ROXAR); изучение нефтегазоносной системы на основе палеотектонического, палеогеографического и сейсмофациального анализов; восстановление истории формирования месторождений на основе стадийности процессов нефтегазообразования; анализ данных капилляриметрии.

Защищаемые научные положения:

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена переходная зона пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных месторождений; отчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ11-2, АВ13, АВ23, АВ4-5) месторождений; положительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».

Научная новизна работы:

1. Выявлены закономерности положения ВНК на месторождениях Нижневартовского района (Пермяковское, Кошильское, Гун-Еганское, Никольское, Самотлорское), объяснившие природу сложного строения нефтяных залежей. Зависимость между кровлей пласта и отметкой ВНК использована для построения прогнозных карт поверхностей ВНК.

2. Существенно уточнены двумерные и впервые созданы трехмерные геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ11-2, АВ13, АВ23, АВ4-5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти и планирования разработки залежей.

3. Разработаны методические приемы построения трёхмерных моделей насыщенности на основе моделей переходных зон и J-функции.

4. Впервые на основе моделей переходных зон созданы трехмерные модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (АВ11-2 - АВ4-5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе J-функции, определена высота переходной зоны для каждого из пластов.

5. Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.

Практическая значимость работы заключается в разработке двумерных и трёхмерных геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений, которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также обоснования коэффициента извлечения нефти данных месторождений; выявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск». Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации, геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз». Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.; «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО», Ханты-Мансийск, 2004, 2007 г.г.; на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.

Объем и содержание работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы (126 наименований). Работа изложена на 209 страницах, включающих 99 рисунков и 16 таблиц.

2. Основное содержание работы

В первой главе «Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчета запасов» приведены общие представления о межфлюидных контактах, основы капиллярно-гравитационной концепции и стадийности процессов нефтегазообразования, перечислены основные положения анализа нефтегазоносных систем.

Во второй главе «Методологические приемы создания геологических моделей» описаны теоретические основы создания двумерных и трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов.

В третьей главе «Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского района» приведены основные черты геологического строения Нижневартовского района, представлены геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского месторождений.

В четвертой главе «Методические приемы моделирования насыщенности сложно построенных залежей при создании геологических моделей» приведен анализ существующих методов и разработанные автором методические приемы моделирования нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходной зоны, определена формула для расчёта высоты переходной зоны на основе данных капилляриметрии и J-функции.

В пятой главе «Подсчёт запасов нефти на основе 2Д и 3Д моделей» оценена погрешность подсчета запасов на основе различных способов объемного метода, оценена достоверность двумерных и трехмерных моделей.

Основные защищаемые положения

1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.

В работе представлены геологические модели основных объектов разработки нефтегазовых месторождений, связанные с продуктивным горизонтом ЮВ1 (Пермяковское, Кошильское), продуктивными пластами БВ8-БВ11 мегионской свиты (Гун-Еганское, Никольское) и группы АВ (Самотлорское). Рассмотрены закономерности положения ВНК залежей, выявленные на основе анализа нефтегазоносной системы и стадийности процессов нефтегазообразования, которые позволили восстановить историю развития месторождений, установить причины сложного положения ВНК, обосновать его положение по площади залежей и существенно уточнить геологические модели.

В процессе анализа нефтегазоносной системы важно оценить временную последовательность геологических событий: образование углеводородов > миграция > формирование первичных залежей нефти > стабилизация залежей > деформация залежей в нефтеносной системе. Следует учитывать, что после формирования первичных залежей возможна их стабилизация вследствие эпигенетических преобразований вмещающих пород. При этом происходившие в более позднее время неотектонические процессы уже не могли вызывать миграцию углеводородов в изменённом коллекторе и служили причиной деформации поверхностей ВНК.

Эпигенетические изменения продуктивных отложений связаны с повышением межфазных натяжений и с вторичными изменениями коллекторов, которые ухудшают структуру порового пространства. Межфазное натяжение в системе «вода - углеводород» является чувствительной функцией температуры и увеличивается при ее снижении. При снижении температуры с 95 до 27 0С на границе воды и нефти в грубом приближении межфазное натяжение возрастает на 25 % с 2,8.10-2 до 3,5.10-2 Н/м. По сведениям И.И. Нестерова, А.Р. Курчикова и др., нефтяные резервуары Западной Сибири с конца миоценового времени находились под охлаждающим действием криолитозоны, которое привело к снижению пластовых температур на 30-50 0С и соответственно к увеличению капиллярных давлений на ВНК.

Процессы эпигенетических преобразований способствовали «закупориванию» первичных залежей в измененном коллекторе, который в прежних геотермических условиях характеризовался удовлетворительной проницаемостью, и соответственно препятствовали перетокам пластовых флюидов при неотектонических подвижках. Гипотеза влияния неотектонических движений на гипсометрическое положение ВНК была выдвинута Ф.З. Хафизовым ещё в 1972 г., когда в результате построения карт альтитуд была замечена связь современного рельефа с поверхностью контакта залежи пласта АВ11-2 Самотлорского месторождения.

При анализе нефтегазоносной системы необходимо учитывать, что скопления углеводородов находятся под совместным контролем структуры продуктивного пласта и капиллярных проявлений различного рода, которые формируются как вследствие первичной седиментационной дифференциации осадков, так и в результате многочисленных постседиментационных процессов. Геометризация залежей может быть выполнена лишь на основе комплексных исследований:

· палеотектонического анализа на основе палеоструктурных карт и графиков роста структур, позволяющего определить возраст залежей углеводородов;

· анализа литологического состава продуктивных отложений на основе материалов по описанию шлифов с целью выявления признаков эпигенетических преобразований пород;

· анализа современного положения межфлюидных контактов на основе графиков зависимостей уровня ВНК и кровли пласта по скважинам;

· анализа нефтеводонасыщенности на основе распределения коэффициентов нефтенасыщенности (Кн) с целью определения степени зрелости залежей.

Исследования А.Э. Конторовича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова по истории формирования залежей нефти и газа подчеркивают, что в юрских отложениях широтного Приобья и в восточных районах Западной Сибири формирование первичных залежей нефти началось не ранее сеноманского века и протекало достаточно энергично в течение всего позднего мела. В отложениях неокома формирование залежей нефти и газа началось не ранее середины позднего мела и достигло максимума в конце палеогенового периода, этот процесс продолжается и в настоящее время.

Результаты палеотектонического анализа месторождений указывают на то, что юрские нефтяные залежи относительно молодые и зрелые начали формироваться 85 млн. лет назад и сформировались в неогене (25 млн. лет назад), а в меловых отложениях залежи нефти и газа еще моложе.

Согласно исследованиям И.М. Кос, среди эпигенетических преобразований пород юрского возраста широко развита регенерация кварцевых зерен, пелитизация, серицитизация, образование аутигенного каолинитового цемента, карбонатизация, пиритизация, преобразование биотита и других слюдистых минералов, снижающих проницаемость и изменяющих качество порового пространства коллекторов. Эпигенетические преобразования верхнеюрских (ЮВ1) и неокомских (пласты АВ и БВ) отложений отмечены на всех месторождениях. Результаты описания шлифов указывают на присутствие практически всех вышеперечисленных видов вторичных преобразований.

Анализ современного положения межфлюидных контактов проводился на основе графиков зависимостей между отметкой ВНК и кровлей пласта по скважинам. Перепады уровней ВНК в пределах одной залежи на разных месторождениях варьируют от 4-16 м, достигая 20-37 м. Установлена прямая зависимость по всем залежам горизонта ЮВ1 и пластам группы БВ, отмечено повышение уровня ВНК в сводовых частях залежей и его погружение на периферийных участках, что объясняется ростом структур в результате неотектонических процессов (рис.1). Исключение составили две залежи Самотлорского месторождения: нефтегазовая (АВ11-2 - -АВ4-5) и нефтяная (ЮВ1 ) Самотлорского купола. Здесь проявилась обратная зависимость, связанная с тектонической инверсией района Самотлорского купола после формирования первичных залежей углеводородов (рис. 2).

Рис. 1. Графики зависимостей гипсометрического положения ВНК от кровли пластов по субвертикальным скважинам

Рис. 2. Графики зависимостей гипсометрического положения ВНК от кровли пластов по скважинам Самотлорского месторождения

В результате исследований на основе стадийности процессов нефтегазообразования сделаны следующие выводы:

1. Все залежи продуктивного горизонта ЮВ1 молодые, вероятно, основные черты их строения сформировались благодаря неотектоническим процессам в постсеноманское - палеогеновое время. Характер распределения нефтенасыщенности свидетельствует о средней или даже высокой степени их зрелости. В пределах залежей можно выделить зоны предельного насыщения (нефтенасыщенность достигает 92 %) и переходные зоны, что характерно для зрелых залежей. Преобладающим фактором в процессе формирования сложного положения ВНК послужили неотектонические преобразования. Подчиненную роль играли капиллярные явления, связанные с первичной неоднородностью литологического состава продуктивных пластов.

2. Все залежи пластов группы БВ ещё моложе и сформировались не раньше олигоценового времени. Характер распределения нефтенасыщенности позволяет говорить о незрелом состоянии залежей, на что указывают невысокая нефтенасыщенность (менее 65 %) и быстрое обводнение продукции в процессе разработки. Зоны предельного насыщения отсутствуют, но при этом выделяются обширные переходные зоны. Все залежи практически представляют собой зону, недонасыщенную углеводородами. Вероятно, процесс формирования залежей ещё продолжается, что характерно для незрелых скоплений углеводородов.

В процессе формирования сложного положения ВНК большую роль сыграли два фактора: первичная седиментационная неоднородность пластов, проявляющаяся в различии капиллярных давлений, и неотектонические процессы. Причем для пластов БВ93 и БВ101-2 Гун-Еганского месторождения, которые характеризуются однородностью фильтрационно-ёмкостных свойств, главную роль играли неотектонические процессы, а для пластов БВ91-2 и БВ11, которые характеризуются большей фациальной изменчивостью и высокой расчлененностью (пористость 17-25 %, расчлененность 1-14 ед.), главная роль отведена влиянию капиллярных давлений. Только за счет разности капиллярных давлений в коллекторах с подобными характеристиками перепады уровней ВНК могут изменяться от 4 до 6 м. Для пласта БВ8, который характеризуется высокими ёмкостными свойствами (пористость достигает 29 %, в среднем составляя 25 %), деформации поверхности ВНК не произошло.

3. Стабилизирующая роль для всех залежей принадлежала процессам эпигенетических преобразований коллекторов.

4. Основными причинами сложного положения ВНК являются:

· степень первичной неоднородности коллектора и его расчлененность, которые проявляются на стадии формирования первичных залежей нефти;

· особенности тектонического развития региона;

· эпигенетические преобразования коллекторов, которые способствуют стабилизации залежей и ограничивают дальнейшую миграцию углеводородов;

· неотектонические процессы, которые проявляются в деформации поверхности водонефтяного контакта после стабилизации залежей нефти.

Таким образом, в процессе уточнения геологических моделей определен возраст формирования залежей и степень их зрелости, установлены закономерности положения ВНК. Для расчёта прогнозных поверхностей ВНК следует использовать уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта по скважинам. Закономерности ВНК использованы при геометризации для создания структурной основы залежей и расчёта нефтенасыщенности.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных (3Д) моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.

Модель нефтеводонасыщенности на основе модели переходной зоны создается по фактическим скважинным данным с учетом особенностей геологического строения месторождения. Модель переходной зоны является результатом анализа ВНК по площади, это физическая закономерность изменения Кн по высоте залежи от уровня зеркала чистой воды в зависимости от свойств коллекторов (пористости, проницаемости). Моделирование переходной зоны - сложная задача, оно осуществляется только при создании трехмерных геологических моделей нефтеводосыщенности.

Моделирование насыщенности на основе модели переходной зоны было осуществлено на Гун-Еганском (БВ91-2, БВ93, БВ101-2 , БВ11), Никольском (БВ101, БВ102) и Самотлорском (АВ11-2-АВ4-5) месторождениях. На Гун-Еганском и Никольском месторождениях обоснование критических значений насыщения (Кнкр) на уровне ВНК было затруднено ввиду отсутствия капиллярных кривых. Для определения Кнкр было построено сопоставление водонасыщенности, пористости и положения над зеркалом чистой воды для пластов, в которых при испытании получены притоки чистой нефти и воды (рис. 3).

Положение зеркала чистой воды определялось исходя из модели переходной зоны для прослоев толщиной больше 2 м, с достоверными определениями по ГИС величин удельного электрического сопротивления и пористости (Кп). Математически данные модели выражаются формулой

где Кв, - коэффициент водонасыщенности; dh - расстояние от зеркала чистой воды, м; Кво - коэффициент остаточной водонасыщенности.

Модели переходной зоны пластов БВ91-2, БВ93, БВ101-2 , БВ11 (Гун-Еганское) отличаются только положением зеркала чистой воды, которое принято соответственно 2268, 2285, 2324 и 2353 м. Для пластов БВ101 и БВ102 (Никольское) этот уровень соответствует 2359 и 2380 м. Согласно моделям переходных зон, положение контакта меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. Нефтенасыщение на ВНК изменяется от 30 % при граничной пористости 16 %, до 48 % при максимальной пористости 26 %. Среднее значение 36-38 % соответствует данным, установленным по кривым фазовой проницаемости для аналогичных отложений Западной Сибири.



Для расчёта трёхмерных моделей нефтенасыщенности Гун-Еганского и Никольского месторождений в программном комплексе PETREL предварительно создавался вспомогательный куб абсолютных значений геологического пространства. Для каждой группы коллекторов пласта на основе Las-файлов находилась зависимость Кн=f(Kп, абсолютная отметка) путем построения графиков от уровня зеркала чистой воды для каждого интервала пористости с шагом в 2 %. Моделирование выполнялось на основе скважинных данных и полученных зависимостей для конкретного класса пористости коллектора, которые применялись в качестве тренда.

Моделирование насыщения пластов АВ11-2-АВ4-5 Самотлорского месторождения выполнено с использованием данных капилляриметрии. Рассчитано два варианта модели насыщенности: в первом использована модель переходной зоны, разработанная в Центральной геофизической экспедиции (ЦГЭ, г. Москва), во втором - на основе J-функции, рассчитанной в Тюменском нефтяном научном центре под руководством автора.

Модель переходной зоны для единой гидродинамической залежи пластов АВ11-2 -АВ4-5 построена по вертикальным скважинам для коллекторов с толщиной более 5 м. Уровень зеркала чистой воды принят условно на 20 м ниже ВНК, что соответствует - 1700 м. Зона стабильного нефтегазонасыщения расположена выше зеркала чистой воды на 25-35 м для коллекторов с различными относительными значениями метода собственной поляризации (Апс), где коэффициент нефтегазонасыщения (Кнг) постоянен для конкретного интервала (Апс), (рис. 4). В переходной зоне наблюдается резкое уменьшение Кнг по мере приближения к ВНК и зеркалу чистой воды. Колебания уровня ВНК только за счет изменения свойств пород составляют не менее 15 м, величина Кнг на уровне ВНК меняется от 35 до 60 %.

Математически модель выражается формулой

где Кв, Кп - коэффициенты водонасыщенности и пористости, доли ед.; Н - абсолютная высота ячейки, для которой производится расчет Кв, м; (-1700) - уровень зеркала чистой воды, м.

Расчет насыщенности с использованием J-функции выполнен на основе данных капилляриметрии. Используя J-функцию, можно преобразовать ряд кривых капиллярного давления (Рк) по данному коллектору в кривую отношения водонасыщенности к J-функции по формуле



где J - функция Леверетта от водонасыщенности (безразмерна); Ркпл - давление капиллярное в пластовых условиях, атм.; К - проницаемость, мД; Ф - пористость, доли ед.; г - поверхностное натяжение «нефть - пластовая вода», дин/см; и - угол смачиваемости, град.

На основе данных капилляриметрии были получены обобщенные зависимости J-функции для пластов АВ11-2, АВ13, АВ23, АВ4-5. Полученная зависимость J= f(Кв) (рис. 5) имеет общий вид:

,

где а, б - коэффициенты.

Для пласта АВ11-2 выделено две самостоятельных зависимости для группы слабоглинистых коллекторов (Асп>0,6) и глинистых коллекторов (Асп<0,6), для пластов АВ13, АВ23, АВ4-5 также получено по две зависимости для различных групп коллекторов: с коэффициентом пористости до 0,26 и более 0,26 (табл. 1).

Из уравнения кривой J-функции получено отношение между водонасыщенностью, проницаемостью и пористостью для любой данной (h) выше зеркала свободной воды:



где Кв - значения водонасыщенности, доли ед.; К - проницаемость, мД; Ф - пористость, доли ед.; г - поверхностное натяжение «нефть - пластовая вода», дин/см; и - угол смачиваемости, град; h = -1700 - H (-1700 м - условный уровень зеркала чистой воды, м; Н - абсолютная высота ячейки, м); св, сн - плотность воды и нефти соответственно при пластовых условиях, г/см3; а и б - коэффициенты.

Таблица 1 Сводные данные для расчёта водонасыщенности (Кв)

Пласт	Количество образцов	Коэффициент а	Коэффи- циент б	Коэффициент корреляции	Плотность нефти, г/см3
АВ11-2	30	0,0023 (Асп<0,6) 0,0022 (Асп>0,6)	-6,7014 -3,8381	0,8522 0,9005	0,846
АВ13	22	0,0025 (Кп<0,26) 0,0027 (Кп>0,26)	-4,5163 -3.0408	0,8871 0,9382	0,844
АВ2-3	40	0,0027 (Кп<0,26) 0,002 (Кп>0,26)	-3,8378 -3,0789	0,9476 0,9316	0,843
АВ4-5	35	0,0102 (Кп<0,26) 0,0067 (Кп>0,26)	-3,8503 -3,0111	0,8281 0,8722	0,849

С целью оценки расчётов результаты по J-функции и модели переходной зоны были сопоставлены с данными скважин №538 и 4ОЦ, рассчитанными по петрофизическим зависимостям. Отмечено, что нефтенасыщенность (Кн), рассчитанная через J-функцию, имеет лучшую сходимость с расчетными значениями в скважинах. Максимальные отклонения Кн, рассчитанные по J-функции, не превысили +4 %, а по модели переходной зоны отмечено занижение расчетных данных по всему интервалу, достигающее -17 %.

Трёхмерная модель насыщения пластов Самотлорского месторождения создавалась в программном комплексе Irap RMS в 4 этапа:

1. Расчет куба индекса насыщения в виде трёх зон: газ, нефть и вода.

2. Расчет вспомогательного куба абсолютных значений модели.

3. Расчет предварительного куба насыщенности в калькуляторе для трёхмерных свойств в целом от зеркала чистой воды на основе полученных зависимостей без учета данных скважин. В качестве параметров пористости и высоты использовался куб пористости и куб абсолютных отметок модели.

4. Уточнение предварительного куба насыщенности с привлечением данных по скважинам только в зонах, соответствующих нефти и газу.

Таким образом, моделирование нефтенасыщенности на основе моделей переходных зон и J-функции позволило рассчитать насыщенность в тех интервалах, где определение Кн затруднено по ряду причин (толщина пропластков менее 2 м, брак ГИС и др.), а также на участках залежей, не охарактеризованных бурением. Анализ моделей переходных зон подчеркнул, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет насыщенности следует выполнять на основе J-функции.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена переходная зона пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.

На основе данных капилляриметрии, согласно выражению (4) была рассчитана высота переходных зон или столба подъема воды над уровнем нулевого капиллярного давления в зависимости от значений водонасыщенности (Кв) для пластов группы АВ Самотлорского месторождения по формуле

где hпз - высота переходной зоны, м; Кв - значения водонасыщенности, доли ед; К - проницаемость, мД; Ф - пористость, доли ед.; г - поверхностное натяжение «нефть - пластовая вода», дин/см; и - угол смачиваемости, град; а и б - коэффициенты обобщенных зависимостей J-функции для пластов АВ.

Результаты расчётов показали, что для пластов АВ11-2, АВ13, АВ2-3 существуют по две зависимости для разных классов пористости, а для пласта АВ4-5 - единая зависимость для всех коллекторов (рис. 6). Наибольшая величина переходной зоны достигает 30-35 м в пласте АВ11-2 по коллекторам с пористостью менее 25 %, а по коллекторам с улучшенными ёмкостными свойствами (Кп > 0,25) высота сокращается до 10-16 метров. Для пласта АВ13 также отмечаются существенные различия в высоте переходной зоны: в коллекторах с хорошими емкостными свойствами (Кп > 0,26) высота не превышает 3 метров, а в глинистых коллекторах (Кп < 0,26) она достигает 9-12 метров.

Сходство строения переходных зон по верхним пластам объясняется их генетическим родством, для них характерна резкая фациальная изменчивость по латерали и в разрезе, развитие зон глинизации. В нижних пластах, которые характеризуются большей однородностью ёмкостных свойств, высота переходных зон в меньшей степени зависит от качества коллектора. В пластах АВ2-3 и АВ4-5 высота переходной зоны не превышает 6-8 м. Анализ графиков позволяет рекомендовать создание двух самостоятельных моделей переходных зон по верхним (АВ11-2 , АВ13) и нижним (АВ2-3, АВ4-5) пластам. водонефтяной месторождение нефтегазообразование геологический

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей. На основе трёхмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.



Рис. 6. Графики зависимостей высоты переходной зоны от водонасыщенности для пластов АВ11-2 (а), АВ13 (б), АВ2-3 (в), АВ4-5 (г) Самотлорского месторождения

Подсчет запасов по двумерным моделям в зависимости от исходных материалов можно производить объемным методом тремя способами:

1. По формуле путем использования средневзвешенных параметров, определенных по результатам ГИС по скважинам и зонам залежи:

где Qн - геологические запасы нефти, тыс. т; F - площадь нефтеносности, тыс. м2; h - средняя нефтенасыщенная толщина, м; Кн, Кп - коэффициенты нефтенасыщенности и пористости, доли ед.; - плотность сепарированной нефти, г/см3; В- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, доли ед.

2. По формуле путем расчёта средневзвешенных параметров по объему:

,

где Vн- объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3.

3. По картам линейных запасов каждого подсчетного объекта:

Qн= Vлзi,

где Vлзi - объем линейных запасов элементарной ячейки, тыс. т

Подсчет запасов нефти Гун-Еганского, Никольского, Пермяковского и Кошильского месторождений был проведен вторым и третьим способами. В качестве экспертного был выбран участок запасов категории «В» пласта БВ91-2 Гун-Еганского месторождения (рис. 7).

Рис. 7. Карта линейных запасов в полигоне кат. В (слева) и экспертный участок пласта БВ91-2 Гун-Еганского месторождения (справа)

В результате величина запасов, рассчитанная третьим способом, получилась больше на 3 %. Погрешность сформировалась за счет удаления из расчета неполных ячеек, которые располагаются вдоль контура полигона, что подчеркивается различием в площадях второго и третьего способов соответственно 471,9 и 470,.2 тыс. м2. По второму способу площадь определяется стандартными алгоритмами и всегда имеет большее значение, что приводит к занижению средних расчетных параметров (Кп, Кн) и соответственно величины запасов. Третий способ позволяет точнее производить подсчет запасов, поскольку алгоритм расчёта включает определение объемов линейных запасов каждой элементарной ячейки и определение площади (Sобщ) по формуле

Sобщ = Si ,

где , Si - площадь элементарной ячейки (тыс. м2); Lx, Ly - шаг по осям Х, У (м).

Таким образом, запасы, определённые на основе карт линейных запасов, по всем пластам оказались на 2-7 % больше, чем при использовании средневзвешенных параметров. Второй способ влечет за собой погрешности, величина которых увеличивается при укрупнении сетки грида и усложнении конфигурации контуров подсчета запасов. Для снижения погрешностей следует подсчет производить на основе карт линейных запасов.

На основе трёхмерных моделей подсчитаны запасы нефти в переходных зонах от уровня зеркала чистой воды до поверхности ВНК для участков насыщенности, удовлетворяющих условию: Кн > Кн остаточный (Кно). По результатам подсчёта в переходных зонах содержится от 5 до 11 % от общей величины запасов по различным пластам. Подсчет запасов произведен объемным методом по формуле

,

где Qн - геологические запасы нефти, тыс. т; Vi - суммарный объем элементарных ячеек (Vi) нефтенасыщенных пород, тыс. м3; Kп, Kн - коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, доли ед.; - плотность нефти, г/см3; В - пересчетный коэффициент, доли ед..

Достоверность созданных моделей оценена на основе сопоставления запасов по результатам двумерного и трёхмерного моделирования. Существует расхождение, не превышающее +4 %. Наибольшие расхождения отмечены для Кн (от -3,2 до +6,6 %), что еще раз подчеркивает существование неоднозначности в вопросах моделирования насыщенности.

Расхождение подсчётных параметров и в целом начальных геологических запасов объясняется влиянием целого ряда неопределенностей, связанных с положением межфлюидных контактов и моделированием насыщенности. Варьируя такими параметрами, как пористость и нефтенасыщенность в комплексе с положением уровня ВНК и применяемыми способами расчёта, можно получать различные вариации двумерных и трёхмерных моделей и, соответственно, суммы начальных геологических запасов.

Основные выводы и рекомендации

В диссертации получено решение научно-практической задачи - геометризации нефтяных залежей и моделирования нефтеводонасыщенности пластов с целью более точного подсчёта запасов, имеющей существенное значение для нефтегазодобывающих предприятий. Основные научно-практические результаты сводятся к следующему:

1. Выявлены закономерности положений ВНК на месторождениях Нижневартовского района, на основе которых выполнена геометризация залежей и создана структурная основа геологических моделей. Рассчитаны прогнозные поверхности ВНК через уравнение регрессии между уровнем ВНК и кровлей пласта.

2. Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции. Анализ моделей переходных зон свидетельствует о том, что положение ВНК меняется в зависимости от пористости пласта, при этом отметка зеркала чистой воды остается неизменной. При наличии данных капилляриметрии расчет нефтенасыщенности следует выполнять на основе J-функции.

3. На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения. Результаты расчётов констатируют, что высота переходных зон зависит от ёмкостных свойств коллектора: в пластах с хорошими ёмкостными свойствами (АВ2-3, АВ4-5) высота переходных зон не превышает 3-8 м, а в пластах с низкими ёмкостными свойствами величина переходной зоны достигает 30-35 м (пласт АВ11-2).

4. Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией:

1. Грищенко, М.А. Современные подходы моделирования насыщенности при создании геологических моделей // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТГНГУ, 2008. - №3. - С. 4-10.

2. Грищенко, М.А. Закономерности положения водонефтяных контактов продуктивных пластов Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №6. - С. 35-41.

3. Грищенко, М.А. Современные подходы к моделированию нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. - 2008. - №5. - С. 1-7.

Статьи, опубликованные в других журналах и научных сборниках:

4. Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений // Интервал. - Самара,. 2007. - № 1. - С. 26-32.

5. Грищенко, М.А. Трансформация геологической модели Пермяковского месторождения в процессе освоения запасов / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. - Ханты-Мансийск, 2006. - №17. - С. 30-34.

6. Грищенко, М.А. Некоторые методические приемы построения литологической модели неоднородных пластов на примере Пермяковского месторождения / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. - Ханты-Мансийск, 2006. - №18. - С. 25-32.

7. Грищенко, М.А. Особенности построения трёхмерной геологической модели Гун-Еганского месторождения // Интервал. - Самара, 2007. - № 1. - С. 22-25.

Статьи, опубликованные в материалах конференций:

8. Грищенко, М.А. Особенности обоснования положения ВНК в процессе геологического моделирования месторождений Александровского мегавала / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Мат-лы региональной VII науч-практ. конф., г. Ханты-Мансийск, 2003. - Ханты-Мансийск: Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2004. - Том II. - С. 164-170.

9. Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: Мат-лы региональной X науч-практ. конф.,. г. Ханты-Мансийск, 2006. - Ханты-Мансийск: Изд. дом «ИздатНаукаСервис», 2007. - Том I. - С. 354-364.

10. Грищенко, М.А. Новые представления о строении нефтяных месторождений Александровского мегавала, сложившиеся в процессе освоения запасов / Ю.А. Стовбун, К.В. Светлов, М.А. Грищенко, А.В. Терентьев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции: Мат-лы областной науч-практ. конф., посвященной 60-летию образования Тюменской области, г. Тюмень, 22.09. 2004. - Тюмень: Изд-во «Наук Сервис», 2004. - С. 40-43.

Размещено на Allbest.ru

...