А.Б. Сметанин, В.Г. Щергин, Е.А. Щергина (ЗАО «Недра-Консалт»),

К.Г. Скачек, А.Н. Шайхутдинов, Ю.А. Осерская (ТПП «Когалымнефтегаз»)

Современные средства трехмерного геологического моделирования позволяют сформировать достаточно реалистичную модель геологического строения резервуара. Основным критерием адекватности модели является «верное» представление геолога об исследуемом объекте.

В качестве исходной информации для трехмерного геологического моделирования используется единая интегрированная цифровая база геологических и геофизических данных, которая включает:

— карты полей поверхности основных и целевых отражающих горизонтов по результатам сейсмической и геологической интерпретации;

— карты пространственного положения стратиграфических границ подсчетных объектов;

— поверхность водонефтяного контакта;

— отбивки положения границ поверхностей структурного каркаса по скважинам;

— стандартный комплекс методов геофизических исследований скважин (ГИС);

— координаты скважин;

— данные инклинометрии скважин;

— результаты геолого-геофизической интерпретации разрезов скважин по определению литологии разреза, выделению коллекторов, характера их насыщения, ФЕС.

Обоснование оптимальной методики построения для создания реальной геологической модели рассмотрено на примере нефтяной залежи горизонта БС₁₀^2-3 Тевлинско Русскинского месторождения.

Тевлинско-Русскинское месторождение находится на северо-востоке Сургутского свода центральной части Западно-Сибирской платформы. Залежи нефти приурочены к пластам тюменской, васюганской, баженовской и сортымской свит, которые отличаются условиями залегания и фильтрационно-емкостными свойствами. Основным нефтесодержащим объектом месторождения является горизонт БС₁₀^2-3 в отложениях сортымской свиты, разрез которой на территории месторождения характеризуется в полном объеме клиноформным строением.

Клиноформное строение комплекса отложений сортымской свиты однозначно определяется по материалам сейсморазведочных исследований (рис. 1) и материалами бурения.

Расчленение разреза и корреляция продуктивной толщи сортымской свиты выполнено по материалам 2274 пробуренных на месторождении разведочных и эксплуатационных скважин с привлечением результатов комплексной интерпретации данных сейсморазведки.

Именно на этапе корреляции разрезов скважин закладываются принципы, определяющие модель осадконакопления для реализации в цифровой трехмерной геологической модели.

Методической основой корреляции являлось представление о цикличности формирования литолого-стратиграфических комплексов, связанных с этапами трансгрессий и регрессий осадочного бассейна.

С этих позиций в разрезах пробуренных скважин в первую очередь были выделены пласты тонкоотмученных глин, которые характеризуют максимумы этапов трансгрессий. Всего в разрезе сортымской свиты на площади месторождения выделено 8 пластов тонкоотмученных глин, которые имеют толщину от 2 до 10 м (рис. 2). Каждый из выделенных пластов имеет своеобразную характеристику по ГИС, соответственно и литологию, залегает в определенной последовательности по отношению к другим пластам. Эти свойства пластов, которые позволяют определять их как реперы, или маркирующие горизонты при высокой степени изученности эксплуатационным бурением позволили надежно проследить их распространение по площади и определить морфологическое строение комплексов вмещающих отложений.

Верхний репер выделен в нижней части сармановской пачки над пластом БС₈ и характеризуется покровным распространением по площади месторождения и за его пределами, т.е. имеет ранг регионального. Исследование поверхности его залегания показало конформность, при тенденции выполаживания, структурному плану кровли баженовской свиты позднеюрского возраста, являющейся региональным маркирующим горизонтом в Западной Сибири.

Второй репер располагается над основным нефтесодержащим объектом месторождения горизонтом БС₁₀^2-3. Из анализа мощностей следует, что интервал разреза над горизонтом БС₁₀^2-3 до кровли сармановских глин имеет конформное залегание составляющих его пластов. Формирование отложений в этой части по-видимому происходило в прибрежно-морской обстановке в условиях равномерного устойчивого прогибания дна бассейна и компенсированного заполнения осадками.

Третий и четвертый реперы прослеживаются в кровле песчано-алевритовых горизонтов БС₁₁ и БС₁₂, соответственно. Залегающие ниже по разрезу пласты тонкоотмученных глин контролируют комплекс пластов ачимовской толщи в нижней части сортымской свиты.

Таким образом, комплекс отложений основных продуктивных пластов месторождения в составе горизонтов БС₁₀^2-3, БС₁₁, БС₁₂ имеет ярко выраженные литологические границы, связанные с пластами тонкоотмученных глин. Каждый из комплексов представляет собой регрессивный циклит, завершающийся резко наступающей трансгрессией следующего этапа трансгрессивно-регрессивного циклита.

 

Рис. 1. Сейсмическая характеристика клиноформного комплекса неокома Тевлинско-Русскинского месторождения (по материалам ООО «Компания Дружба-инжиниринг»)

 

 

Рис. 2. Схема выделения основных циклитов в разрезе сортымской свиты Тевлинско-Русскинского месторождения

 

Тонкоотмученные глины как границы циклитов определяются еще по одной причине,

они являются покрышками залежей нефти нижезалегающих песчаных пластов в составе горизонтов БС₁₀, БС₁₁, БС₁₂, а также ачимовской толщи. При этом коллекторы в составе того или иного циклита содержат единую нефтяную залежь со свойственным ей уровнем водонефтяного контакта.

Анализ мощностей циклитов показывает, что они характеризуются клиноформным строением и в верхней регрессивной части, вероятнее всего, сформированы осадками дельтового комплекса.

Так, рассматриваемый нами крупный нефтесодержащий объект горизонт БС₁₀^2-3 в восточной части площади имеет толщину 10-20м и представлен глинисто-алевритовыми породами, сформировавшимися на подводной равнине. Далее к востоку горизонт полностью выклинивается. Основной объем осадков, преимущественно песчано-алевритовых по составу, накопился на склоне и его подножии, при этом общая толщина достигает 250 м, что может свидетельствовать о лавинной седиментации. В плане песчаники горизонта имеют полосовидное распространение в меридиональном направлении.

В связи со значительными изменениями толщины горизонта, высокой степенью неоднородности проведена детализация геологического строения горизонта БС₁₀^2-3 на основе принципов цикличности. В результате детальной корреляции в его составе выделено 7 отдельных пластов, индексируемых нами как БС₁₀^2-3/1, БС₁₀^2-3/2, БС₁₀^2-3/3, БС₁₀^2-3/4, БС₁₀^2-3/5, БС₁₀^2-3/6, БС₁₀^2-3/7. Каждый из выделенных пластов также имеет клиноформное строение, но меньшее по рангу, с индивидуальным развитием зон коллекторов.

Выделенные в составе горизонта пласты имеют при этом гидродинамическую связанность, что проявляется в существовании единого водонефтяного контакта. По материалам ГИС, испытаний и эксплуатации определяется, что поверхность ВНК имеет сложное строение и в целом характеризуется наклоном в южном направлении с отметок — 2426 м до — 2460м при значительной высоте залежи, которая достигает 150 м (рис. 3). В плане залежь горизонта имеет полосовидную форму субмеридионального простирания, которая с востока ограничена зоной выклинивания, на западе зоной фациального замещения коллекторов.

 

Рис. 3. Геологический разрез залежи горизонта БС₁₀^2-3 Тевлинско-Русскинского месторождения

 

Для создания цифровой 3D модели в программном пакете IRAP RMS фирмы ROXAR были загружены отбивки пластов по результатам корреляции и данные РИГИС в виде las-файлов, инклинометрия. Весь цикл трехмерного геологического моделирования представлен следующими основными этапами:

— построение структурного каркаса;

— моделирование трехмерных кубов свойств

геологических параметров;

— подсчет запасов углеводородов на основе трехмерной геологической модели.

Для получения объемной модели пластов горизонта БС₁₀^2-3 в первую очередь создавался структурный каркас, характеризующий пространственную геометрию стратиграфических границ резервуара. Для определения морфологии структурных поверхностей объектов моделирования в качестве основы использованы сейсмические структурные построения по результатам интерпретации материалов сейсморазведки и отбивки стратиграфических границ пластов в скважинах.

Структурный каркас модели отражает особенности распределения геологических тел в объеме пласта. Структурные построения были выполнены по всем выделенным пластам в составе горизонта БС₁₀^2-3 от сейсмической основы (отражающий горизонт НБС₁₀²⁺³) при использовании как поисково-разведочных, так и эксплуатационных скважин с учетом рассчитанных поправок за погрешности инклинометрии (рис. 4).

Cоздавали структурный каркас стратиграфические поверхности как кровли, так и подошвы всех пластов. Характер напластования в связи с клиноформным строением локальных циклитов принят пропорциональным относительно кровли и подошвы в пределах объема каждого из пластов со средним значением высоты ячейки 0,4 м. Глинистые разделы между пластами выделены отдельными слоями

в структурном каркасе. Размеры ячеек горизонтальной проекции сетки приняты 50Х50 м.

 

 

Рис. 4. Стратиграфические поверхности структурного каркаса 3D модели горизонта БС₁₀^2-3

 

В итоге, структурный каркас (сетка) состоит из 13 подсеток, из которых 7 — это непосредственно пласты и 6 — глинистые перемычки. В целом трехмерная модель состоит из 190 млн. активных ячеек.

После создания структурного каркаса проводилось осреднение исходных скважинных данных на ячейки объемной сетки. Осреднение параметров (песчанистости, пористости, нефтенасыщенности) осуществлялось методом Weighted arithmetic, за исключением коэффициента проницаемости, для которого выполнено осреднение методом Geometric. Контроль качества осреднения был сделан путем сравнения суммарных и средних значений ФЕС по ГИС и по ячейкам вдоль траектории скважин, а также визуально по схемам корреляции. Корректность переноса скважинных данных на сетку определяется тем, что совпадают максимальные и минимальные значения с исходными данными РИГИС, а расхождения средних значений не превышают 5% относительных.

Следующий шаг в создании модели — моделирование кубов свойств геологических параметров по точечным скважинным данным. В сеточной модели предполагается занесение в каждую ячейку объемной сетки численных значений геологических параметров.

Для расчета кубов параметров применялись методы, позволяющие наиболее достоверно представить распределение геологических характеристик по объему пласта.

Первым этапом является создание литологической модели. Построение модели эффективного объема пласта основано на детерминированном способе расчета непрерывного параметра коэффициента песчанистости. Моделирование осуществлялось поэтапно.

Первоначально были созданы трендовые кубы:

— куб «ГСР песчанистости (геолого-статистический разрез) (рис. 5) + карта коэффициента песчанистости эффективных толщин (К_пес^эф)». Этот тренд создан для учета вероятности появления коллектора в каждой ячейке объема пласта с учетом вертикального и латерального тренда;

— куб «литологии» — это тренд, характеризующий наличие или отсутствие коллектора в той или иной ячейке, создан при помощи алгоритма (плагина), позволяющего максимально воспроизводить карту эффективных толщин отсечкой или прибавлением коллектора в каждой ячейке объемной сетки.

После завершения подготовительного этапа было рассчитано 5 реализаций непрерывного куба песчанистости методом Petrophysical Modeling (Simulation). Параметры трансформаций данных настроены с учетом геологических представлений о закономерностях изменения моделируемого свойства. В качестве дополнительных настроек применены следующие виды трансформации данных:

— граничные значения изменения свойства от 0 до 1;

— учет среднего значения песчанистостипо скважинным данным;

— 3D тренд «ГСР + К_пес^эф»;

— двумерный тренд (карты коэффициента песчанистости);

— 3D тренд «литологии»;

— преобразование данных к нормальному распределению.

Рассчитанные реализации куба песчанистости были осреднены для получения наиболее статистически вероятной характеристики распределения коллекторов в модели.

 

 

Рис. 5. Геолого-статистический разрез песчанистости горизонта БС₁₀^2-3

 

Далее из осредненного куба песчанистости был получен дискретный куб литологии. Ячейкам со значением песчанистости >0,5 присвоен код «коллектор», при значении песчанистости <0,5 — «неколлектор» для корректного обоснования связанности коллекторов в межскважинном пространстве.

Особенностью месторождения является наличие тонкослоистых коллекторов в разрезе всех клиноформных пластов. Толщины проницаемых слоев измеряются от нескольких сантиметров. В эффективном объеме горизонта БС₁₀^2-3 тонкослоистые коллекторы учитываются коэффициентом слоистой глинистости, который был обоснован геофизически. В связи с этим для учета в модели слоистых коллекторов дополнительно был рассчитан интерполяцией куб коэффициента слоистой глинистости (рис.6), который используется как поправка при расчете окончательной величины эффективного объема модели.

 

Рис. 6. Трехмерный куб распределения слоистой глинистости в пласте БС₁₀^2-3/1

 

Так как геологическая модель состоит из семи отдельных пластов, гидродинамически связанных, в глинистых перемычках стохастическим способом, методом Indicators были получены в каждой ячейке значения коллектор-неколлектор без учета скважинных данных. Затем при помощи непрерывной интерполяции в глинистых перемычках были учтены скважинные данные. Полученный непрерывный куб песчанистости глинистых перемычек был совмещен с кубом песчанистости по пластам.

В итоге окончательной литологической моделью стал осредненный непрерывный куб песчанистости, умноженный на дискретный куб литологии, отсеченный по значению 0,5 и умноженный на непрерывный куб распределения слоистой глинистости (рис. 7).

Вторым этапом является построение объемной модели пористости, которое осуществлялось методом Petrophysical Modeling (Simulation). Настройки моделирования определены на основании оценки вариограммы распределения коэффициента пористости по скважинным данным. Дополнительно проведен анализ данных для оценки математических критериев описания изменения свойств, которые явились основой для настройки трансформаций:

— граничные значения изменения свойства от 0,157 до 0,250;

— учет среднего значения песчанистости по скважинным данным;

— двумерный тренд (карты коэффициента пористости из отчета ПЗ);

— преобразование данных к нормальному распределению.

Рассчитано 5 реализаций. Окончательный куб представлен средним по всем рассчитанным реализациям (рис. 8 ) с учетом граничных значений пористости в глинах К_п^гр=15,7%.

На основе куба пористости через петрофизическую зависимость (рис. 9) было получено объемное распределение коэффициента проницаемости.

 

Рис. 7. Литологическая модель, трехмерный куб распределения коэффициента песчанистости

 

Рис. 8. Объемная модель коэффициента пористости

 

Третий этап при создании геологической модели со стоит в расчете значений коэффициента нефтенасыщенности Кн в ячейках сетки. Исходными данными для построений являются:

— значения нефтенасыщенности, полученные в результате интерпретации ГИС;

— трендовый куб КГР (капиллярно-гравитационных равновесий).

Куб КГР представляет собой куб нефтенасыщенности, в котором значения Кн присвоены ячейкам в соответствии с коллекторскими свойствами пласта (Кп) и высотой ячейки над поверхностью ВНК (Нзал), рассчитанными по регрессионной зависимости следующего вида:

К_н = Н_зал • 0,001892198 + К_п • 2,978867952 — 0,048802826 ,

которую графически можно представить в виде поверхности, в которой по оси X будут значения коэффициента пористости, по Y — значения высоты залежи, по Z — значения коэффициента нефтенасыщенности (рис. 10).

Далее на основании полученных зависимостей рассчитан трендовый куб КГР. Использование такого тренда позволило более четко учесть изменение параметра от высоты залежи, так как для данной залежи это очень актуально, поскольку высота залежи достигает 150 м.

Полученный куб использован при построении окончательного куба нефтенасыщенности методом Petrophysical Modeling (Simulation). Было рассчитано 5 реализаций, которые в итоге были осреднены в один итоговый куб коэффициента нефтенасыщенности (рис. 11).

Изложенные процедуры и методические приемы в разработке объемных геологических моделей определяются основными особенностями строения неантиклинальных залежей в клиноформных комплексах, такими как:

— приуроченность отложений к градиентной зоне клиноциклита;

— значительное изменение общих толщин продуктивного горизонта от 0 м до 250 м;

— общее выклинивание объекта по восстанию и фациальное замещение коллекторов в направлении склона;

— наличие локальной цикличности клиноформного типа в составе горизонта;

— высокая расчлененность разреза с зональным развитием коллекторов;

— наличие слоистых коллекторов;

— сложная поверхность ВНК с изменениями до 34 м;

— значительная до 150 м высота залежи.

 

Рис. 9. Петрофизическая связь типа «керн-керн» коэффициентов пористости и проницаемости

 

Рис. 10. Многомерная регрессионная зависимость нефтенасыщенности от пористости и высоты залежи

 

 

Рис. 11. Объемная модель коэффициента нефтенасыщенности пластов БС₁₀^2-3/1 и БС₁₀^2-3/2