Построение цифровых геологических моделей

Обоснование объемных сеток параметров модели

Излагается обоснование вертикальных и горизонтальных раз­меров ячеек с учетом дифференциации разреза по ФЕС и наличия непроницаемых пропластков. Размер ячеек горизонтальной про­екции сетки определяется средним расстоянием между скважина­ми и общими размерами области построения по осям X и Y.

Размеры ячеек Dx и Dy при отсутствии установленной лате­ральной анизотропии коллекторских свойстб рекомендуется при­нимать одинаковыми. Размер ячеек выбирается исходя из степе­ни изменчивости структурного плана и ФЕС коллекторов по ла-терали, плотности геолого-геофизических наблюдений. Рекомендуется, чтобы между забоями скважин независимо от рас­стояния между ними было не менее 10 ячеек. На этапе эксплуа­тационного разбуривания размеры ячеек и их число между сква­жинами уменьшаются. Ориентацию ячеек целесообразно согла­совывать с преимущественной ориентацией тектонических и литологических границ. При необходимости применяется проце­дура локального измельчения сетки.

Количество слоев (ячеек) по вертикали выбирается исходя из детальности корреляции разрезов скважин. При дальнейшей де­тализации геологической модели вертикальный размер ячеек может быть уменьшен в соответствии с детальностью расчлене­ния коллектора.

Размер ячеек по вертикали должен быть согласован с верти­кальной толщиной геологических слоев и подсчетных объектов. В целом каждый элементарный геологический слой или подсчет-ный объект должен быть представлен минимум одной ячейкой по вертикали.

В разделе приводится обоснование области построения с ука­занием координат вершин этой области, размеров ячеек по осям X и Y, количество ячеек по X и Y, ориентации ячеек.

Приводятся данные о количестве слоев в цифровой геологи­ческой модели с учетом коллекторов и непроницаемых перемы­чек. Если поверхности газонефтяного, водонефтяного или газо­жидкостного контактов учитываются при разбивке модели на слои, то приводятся соответствующие данные по каждому пла­сту (зональному интервалу).

Допускается обоснованное изменение области построения для нескольких объектов (пластов) одного месторождения (залежи), если они являются гидродинамически несвязанными объектами и характеризуются разным фондом скважин.

Построение структурной модели

Указывается основной тип строения месторождения (залежи) - последовательное согласное залегание слоев, клиноформное строение, наличие разломов, вертикальных и горизонтальных смещений.

В зависимости от детальности цифровой геологической моде­ли построение основного структурного каркаса проводится по кровлям и подошвам пластов, седиментационных циклов (зональных интервалов), а также по кровлям и подошвам коллекторов каждого пласта, цикла, подсчетного объекта или зонального интервала.

Указываются источники исходных данных для построения основного структурного каркаса залежи - ГИС, 2D- сейсморазведка, З D -сейсморазведка и т.д. При использовании структурных сейсмических поверхностей (сеток) указывается соответствие отражающих горизонтов структурным поверхностям основного каркаса модели месторождения (залежи).

Если для создания геологической модели используются не­сколько структурных сейсмических поверхностей, то для каждой определяется полное соответствие структурным поверхностям основного каркаса модели - конформно, согласно, несогласно снизу, несогласно сверху и т.д.

Рекомендуется приводить распределение глубинных невязок между сейсмическими картами и абсолютными отметками в сква­жинах для дальнейшего анализа достоверности построения струк­турного каркаса. Оценка невязок приводится в графическом или в табличном виде.

В тексте раздела приводится название стандартного алгоритма построения структурных поверхностей и способы увязки струк­турных поверхностей между собой. При использовании ориги­нальных алгоритмов дается более подробное их описание. Акцен­тируется внимание на учете скачков структурных поверхностей вдоль тектонических нарушений.

Выходными данными при построении основного структур­ного каркаса являются двухмерные послойные сетки структур­ных поверхностей в общепринятых форматах и набор конт­рольных точек со значениями абсолютных отметок на этих по­верхностях.

На основной структурный каркас накладываются поверхнос­ти контактов флюидов (ГНК, ВНК, ГВК). Поверхности контак­тов задаются абсолютной отметкой, а при горизонтально-неров­ном, наклонном или наклонно-неровном контакте эти поверх­ности также задаются в виде двухмерных сеток и прилагаются карты поверхностей этих контактов.

При исправлении абсолютных отметок пластопересечений в связи с корректировкой структуры по ВНК указываются вели­чины подвижек в табличном или графическом виде, и приво­дится обоснование изменения абсолютных отметок в скважинах. Рекомендуется использовать при исправлении абсолютных от меток пластопересечений в качестве опорных разведочные сква­жины и субвертикальные эксплуатационные скважины с удли­нением примерно до 15 м (центральные скважины кустов).

Выходными данными после наложения поверхностей контактов являются двухмерные послойные сетки (цифровые карты) общих газо-, нефте- и водонасыщенных толщин по каждому пла­сту ', седиментационному циклу, подсчетному объекту или зо­нальному интервалу модели.

Приводится методика расчета внешних и внутренних конту­ров по газовой и нефтяной зоне каждого моделируемого интер­вала. Результатом должны быть полигоны этих контуров в обще­принятых форматах.

Для сложных расчлененных продуктивных пластов могут бытьпостроены пространственные блок-диаграммы, позволяющие детально представить особенности геологического строения залежей

Построение литологической модели- и распределения ФЕС

Сообщаются сведения о методике построения литологической модели распределении ФЕС. В сеточной модели предполагается занесение в каждую ячейку объемной сетки иода индексалитологии или признака коллектор-неколлектор, а также кода или численных значений эффективной мощности, коэффици­ента песчанистое™, пористости, проницаемости, при необходимости - 'И других петрофизических или геофизических параметров,

В качестве этих параметров могут быть использованы как исходные данные, так и данные, получаемые путем расчета (глинистость, фазовая проницаемость, относительная амплитуда ПС и др.).

Приводятся сведения о методе Определения значений в межскважинном пространстве. При применении геостатистических методов (крайгинг, кокрайгинг), искусственных нейронных сетей и других сложных интерполяционных процедур при расчете значений эффективной толщины, пористости или других ФЕС с использованием результатов интерпретации динамической сей­сморазведки приводится необходимое обоснование использо­вания того или иного сейсмического атрибута с приведением статистических оценок в графическом или табличном виде.

Параметры сглаживания для сеток, построенных по сейсми­ческим атрибутам, приводятся в методике расчета этих сеток. Для оценки достоверности кубов литологии и ФЕС используются построенные поэтам кубам карты эффективных толщин, пори­стости и проницаемости. На границах зон замещения и выкли­нивания коллекторов эффективные толщины должны быть рав­ны нулю, а значения пористости и проницаемости должны со­гласовываться с граничными значениями «коллектор - неколлектор» для этих параметров в соответствии с закономерностями осадконакопления - постепенное замещение, размыв и др.

Если пласту или коллектору в пласте, соответствуют несколь­ко слоев ячеек, то дополнительно приводятся способы вычисле­ния средних значений параметров между поверхностями, состав­ляющими структурный каркас месторождения или залежи.

При вычислении значений открытой пористости и абсолютной проницаемости по X, Y, Z в ячейках объемной сетки указы­вается способ расчета. При этом значения пористости и прони­цаемости в каждой ячейке должны быть согласованы по петрофизическим зависимостям.

Построение модели насыщения пластов флюидами

В данном разделе описывается алгоритм и технология насы­щения пластов флюидами с учетом основных флюидных контак­тов - уровня зеркала воды, водонефтяного, газонефтяного кон­тактов. Каждой ячейке модели присваивается значение водонасыщенности, в газовой шапке - также нефтенасыщенности.

При расчете значений водонасыщенности в межскважинном пространстве в ячейках сетки рекомендуется использовать петрофизические зависимости изменения коэффициента водонасыщенности от расстояния до ВНК (нефтенасыщенности в газовой шапке от расстояния до ГНК), а также от пористости или про­ницаемости коллекторов. Рекомендуется строить зависимости по данным ГИС, капиллярометрии, кривых ОФП.

Положение ВНК увязывается с граничными значениями водонасыщенности, которые могут различаться в зависимости от ФЕС (проницаемости), а также с величиной остаточной нефтенасыщенности. Значения в ячейках с признаком наличия сква­жины, должны соответствовать коэффициентам водонасыщенности, определенным по данным ГИС.

Особенности моделирования карбонатных залежей

Моделирование залежей, приуроченных к карбонатным кол­лекторам, имеет свои особенности. Если разрез представлен чере­дованием хорошо коррелируемых поровых и плотных разностей, то вполне реализуемы обычные методические приемы, применя­емые для пластовых залежей в терригенных коллекторах.

Однако нередко карбонатные массивы представлены нерасч-лененной толщей, в которых емкостно-фильтрационные свой­ства контролируются не условиями седиментации отложений, а степенью развития вторичных, катагенетических процессов: ра­стрескиванием, выщелачиванием, перекристаллизацией и т.д. В этом случае более приемлемой технологией моделирования яв­ляется формирование трехмерных псевдослоистых моделей.

Основой такой методики является типизация коллекторов, геометризация резервуара и параметрическое заполнение моде­ли с использованием вероятностного подхода. Типизация кол­лекторов должна учитывать качественные различия в структуре пустотного пространства породы, в частности, количественное соотношение трещин, каверн и поровой матрицы.

Геометризация резервуара использует задание оцифрованных поверхностей (кровли, водонефтяного контакта, тектонических нарушений и т.д.) и формирует пакет параллельных слоев, каж­дый из которых представляет собой зональную карту распрост­ранения выделенных типов коллекторов на соответствующей глу­бине. Параметрическое заполнение модели осуществляется зада­нием статистических распределений параметров дифференциро­ванно для каждого типа коллектора и моделирование их в узлах послойных матриц.

Если построение модели выполнялось ранее, дается крат­кое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение размеров и ориентации ячеек, алго­ритмов интерполяции, корректировки исходных данных, за­висимостей между сейсмическими и петрофизическими пара­метрами.

Особенности построения моделей на различных стадиях изученности

В соответствии со схемой стадийности геологоразведочных работ на нефть и газ выделяются следующие- этапы:

• региональный;

• поисково-оценочный;

• разведочно-эксплуатационный.

В каждом из этапов выделяется по две стадии. Однако, в дан­ном случае учитывается степень изученности на стадии «Поиск и оценка месторождений (залежей)» поисково-оценочного эта­па, а также на стадиях «Разведка и опытно-промышленная экс­плуатация» и «Эксплуатационная разведка» разведочноэкс-плуатационного этапа.

На каждой из этих стадий виды моделей и особенности их построения определяются требованиями, направленными на усиление степени дифференциации объектов внутри залежи, запасов углеводородов по площади и по разрезу, то есть на по­стоянное во времени повышение достоверности модели.

Выделяют два основных вида моделей залежей углеводоро­дов: статические и динамические. Статические модели характе­ризуют залежь в начальном, не затронутом разработкой состоя­нии. Они позволяют построить модель и определить на ее основе начальные запасы углеводородов, а также решать вопросы разработки на любой стадии независимо от степени изученнос­ти месторождений.

Создаваемые статические модели залежей применительно к указанным выше стадиям изученности могут быть предвари­тельными, рабочими и уточненными.

Динамические модели создаются только на разрабатываемых месторождениях, меняющих свое состояние по мере отбора за­пасов углеводородов. Это модели, позволяющие определить те^ кущие остаточные запасы и принимать решения по совершен­ствованию системы разработки.

Как отмечалось выше, настоящий «Регламент» ориентирован на создание геолого-технологических моделей месторождений, находящихся на поисково-разведочном или эксплуатационном этапах изучения. На региональном этапе, целью которого явля­ется изучение закономерностей геологического строения осадоч­ных бассейнов и оценка перспектив нефтегазоносности крупных территорий, производится специфическое геологические мо­делирование процессов седиментации, тектоногенеза, образова­ния и миграции углеводородов, которое в настоящем «Регламен­те» не рассматривается.

Особенности построения предварительной геологической статической модели на стадии поиска и оценки месторождений (залежей)

Эти модели создаются на основе информации, полученной на открытых месторождениях, для планирования и оптимиза­ции геологоразведочных работ, составления проекта пробной эксплуатации или технологической схемы опытно-промышлен­ной разработки и подсчета запасов по категориям С! и С₂, пре­имущественно категории С₂.

Основой для создания предварительной модели служат дан­ные сейсмических исследований, керна, ГИС, опробования по­исковых, разведочных и опережающих эксплуатационных сква­жин. На этой стадии большая роль отводится сейсмическим ме­тодам исследований, в особенности 3D.

Для геометризации залежей составляются предварительные схемы корреляции разрезов скважин с прослеживанием в их раз­резе флюидоупоров, позволяющих разделить многопластовый разрез на продуктивные горизонты и пласты. На основе этих схем, а также указанной выше информации обосновываются:

• предполагаемые структурные планы маркирующих поверхностей, наиболее вероятное положение флюидоупоров, положение контуров нефтегазоносности;

• общие представления о внутреннем строении продуктивнойтолщи (литологический состав пород, средние фильтрационно-емкостные свойства, степень расчлененности разреза);

• начальное пластовое давление;

• свойства нефти, газа, воды;

• продуктивность скважин.

Предварительная статическая модель включает в себя набор структурных карт, схем корреляции, обоснования флюидных контактов, геологических профилей, карт изопахит продуктив­ной части горизонтов (пластов).

Особенности построениястатической рабочей модели на стадии разведкии опытно-промышленной эксплуатации

Эти модели создаются на основе информации, полученной при проведении разведочных работ, пробной эксплуатации и опытно-промышленной разработки на промышленных месторож­дениях (залежах). На этой основе осуществляется подсчет запасов категорий В, С, и С₂ (частично) с представлением их в ГКЗ МПР РФ и для составления технологической схемы разработки месторождения.

Построение рабочих адресных моделей выполняется с исполь­зованием результатов комплексной обработки всей имеющейся информации, полученной сейсмическими методами, ГИС, изуче­ния керна, анализа проб воды, нефти, газа, данных опробования и исследований скважин, опытно-промышленной разработки.

Основой моделирования являются методы геометризации, позволяющие путем детальной корреляции, обоснования кон­тактов, построения различных карт и профилей отображать осо­бенности и строение объекта и условий залегания углеводородов в недрах с детализацией до уровня пласта.

При построении схем детальной корреляции скважин внутри продуктивных горизонтов прослеживаются отдельные пласты и разделяющие их непроницаемые породы. По продуктивным пла­стам на основе опробования устанавливаются кондиционные пределы параметров пластов, что позволяет на указанных выше геологических документах проследить распространение коллек­торов продуктивных пластов по площади и по разрезу в пределах зон разного насыщения.

В результате размеры и форма многопластовых залежей обосновывается по положению различных границ в пределах каждого пласта:

• контуров нефтегазоносности;

• линий выклинивания и литофациального замещения пласта;

• тектонических нарушений и др.

Кроме геологической структуры, в статической рабочей мо­дели отражаются: свойства пластовых флюидов до начала разра­ботки, природный режим, начальное пластовое давление, плас­товая температура, количественная оценка неоднородности пла­стов (характеристики распределения ФЕС, толщин, коэффици­ентов песчанистости и расчлененности).

Особенности построения уточненной статической модели на стадии эксплуатационной разведки в процессе разработки залежей

Эти модели используются для подсчета запасов категорий В и А, и частично С₁ после эксплуатационного разбуривания место­рождения согласно технологической схеме или проекту разработки, а также для составления уточненных проектов разработ­ки, выполнения анализов разработки.

Уточнение размеров и формы залежей на этой стадии осуще­ствляется за счет прослеживания в процессе детальной корреля­ции всего фонда эксплуатационных пропластков с целью выяв­ления путей фильтрации флюидов по проницаемым пропласт-кам и зон, слабо вовлеченных в разработку.

В продуктивном разрезе многопластовой залежи (эксплуата­ционного объекта) на основе гидродинамических исследований, керна и ГИС обосновывается выделение в пределах пластов и пропластков типов коллектора по продуктивности, их положен ние в разрезе в пределах зон разного насыщения. Для каждого пласта (пропластка) строятся карты распространения коллекто­ров разных типов по площади залежи. При совмещении всех этих карт по всем пластам и пропласткам получают уточненную ста­тическую адресную модель внутреннего строения залежи.

Уточнение внутреннего строения залежи на данной стадии осу­ществляется также в процессе адаптации модели по данным исто­рии разработки. Уточнение начальных свойств пластовых флюи­дов, термобарических условий на этой стадии не производится.

Подсчет запасов углеводородов

Приводится обоснование принятого метода подсчета запасов углеводородов, выделения подсчетных объектов, обоснование величин подсчетных параметров! принципов оконтуривания за­лежей и подсчетных блоков. Рассматривается структура распре­деления запасов по зонам различного насыщения, категориям запасов, коллекторам различных ФЕС.

Анализируются изменения величин запасов по месторожде­нию в целом и по отдельным пластам по отношению к предыду­щему подсчету.

В общем случае в ячейках цифровой модели, расположенных гипсометрически выше водонефтяного контакта^ рассчитываются значения объемов углеводородов. Затем производится пересчет к стандартным условиям и вычисляются соответствующие величи­ны запасов по нефти, газу, конденсату. При необходимости могут быть рассчитаны запасы углеводородов, расположенные ниже принятого на данном этапе изученности водонефтяного контакта.

Результатом подсчета запасов являются суммарные объемы углеводородов в целом по месторождению, по залежам и под счетным объектам. Подсчет ведется отдельно по чисто нефтя­ным, водонефтяным, газонефтяным зонам с разделением по категориям запасов.

При этом рассчитываются площадь нефтеносности, объем нефтеносного коллектора, объем порового пространства нефте­носного коллектора, объем порового пространства коллектора, занятого нефтью, средние нефтенасыщенные толщины, коэф­фициенты открытой пористости и нефтенасыщенности. Данные заносятся в таблицы рекомендованного вида (№№ 2.11 - 2.14). К разделу отчета прилагаются цифровые карты линейных объемов углеводородов (плотности запасов).

Подсчет запасов проводится также по отдельным элементам: седиментационным циклам, представленным одним или несколь­кими слоями ячеек в цифровой геологической модели, интерва­лам, ограниченным сверху и снизу поверхностями структурного каркаса.

Для каждого слоя ячеек, лежащего гипсометрически выше во­донефтяного контакта, рассчитываются площадь нефтеносности, объем нефтеносного коллектора, объем порового пространства нефтеносного коллектора и объем порового пространства коллектора, занятого нефтью, а также средние нефтенасыщенные толщины, коэффициенты открытой пористости и нефтенасыщенности.

Расчет ведется отдельно по чисто нефтяным, водонефтяным и газонефтяным зонам с указанием категории запасов. Результа­ты расчетов сводятся в таблицу. Результаты оценки запасов пред­ставляются также в виде карт изолиний равных линейных объе­мов нефти.

Рекомендуется проводить раздельную оценку запасов для мо­нолитных коллекторов с большой эффективной толщиной и для тонкослоистых коллекторов. Также рекомендуется проводить раздельную оценку запасов в высокопроницаемых, среднепроница-емых и низкопроницаемьщ коллекторах.

Для интервалов, представленных несколькими слоями ячеек, можно проводить оценку запасов кровельной, средней и подошвенной частей интервала.

Результаты расчетов приводятся в таблице структуры запасов продуктивных пластов, подсчетных объектов или седиментационных циклов.

Приводится анализ и сопоставление результатов подсчета за­пасов углеводородов по отдельным залежам, категориям и зонам с величинами запасов, числящихся на балансе ВГФ или подсчи­танными при построении модели месторождения ранее. Дается анализ причин, приведший к изменениям величин подсчетных параметров и запасов углеводородов.

2.4. Оценка достоверности моделей продуктивных пластов

В разделе излагается методика оценки достоверности запасов углеводородов.

На основе сопоставления данных бурения и сейсморазведки дается оценка возможной величины погрешности в определении площадей нефтеносности.

По результатам оценки тесноты связей керн-ГИС, погреш­ностей определения исходных геофизических и петрофизических параметров определяются погрешности величин пористости и нефтенасыщенности.

Эти оценки уточняются на основе результатов сравнения величин пористости и нефтенасыщенности, полученных расчетом по пластопересечениям в скважинах, со значениями этих вели­чин, полученных при осреднении карт этих полей в модели.

Дается экспертная оценка величин погрешностей определе­ния эффективных нефтенасыщенных толщин и параметров, ха­рактеризующих свойства флюидов - плотность, пересчетный коэффициент. С учетом величин погрешностей отдельных подсчетных параметров определяется величина интегральной оцен­ки начальных балансовых запасов.

Полученные в результате создания геологической цифровой модели двухмерные или трехмерные сетки геологических пара­метров, величины балансовых запасов передаются далее в паке­ты, преобразующие исходные геологические данные для программ гидродинамического моделирования.

Если построение ПДГТМ выполнялось ранее, дается сравне­ние Достоверности полученных результатов с результатами работ прошлых лет. Анализируются причины изменения достоверности построенной модели месторождения.