Трехмерное геологическое моделирование при разработке нефтяных и газ
..pdfтрехмерная геологическая модель с учетом фациальной зональности. Построенная трехмерная модель и запасы нефти, подсчитанные на её основе, успешно утверждены в Государственной комиссии по запасам Российской Федерации (ГКЗ).
Врамках выполнения проектно-технологического документа
вгидродинамическом симуляторе Tempest MORE было успешно выполнено гидродинамическое моделирование по башкирскому объекту разработки. Проектные и фактические показатели по нефти
всреднем расходятся на 1,1 %, а по жидкости – на 0,3 %. Успешная адаптация подтверждает правильность выбранного подхода к учету фациальной неоднородности при трехмерном геологическом моделировании.
3. ОСОБЕННОСТИ 3Д-МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ РИФОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Приведем пример построения трехмерной геологической модели Фм-Т рифового массива Озёрного месторождения.
Исходными данными для построения модели послужили результаты интерпретации 3Д-сейсморазведки, геофизических исследований скважин, исследований керна, данные инклинометрии, альтитуды и координаты устьев скважин, граничные и критические значения параметров пористости и нефтенасыщенности, данные испытаний скважин, результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, данные о состоянии фонда скважин.
Моделирование структурных поверхностей осуществлялось с использованием модуля IRAP RMSgeoform. Учитывая значительные размеры залежей, для структурных построений был выбран размер ячеек по горизонтали 50×50 м.
Для построения структурных поверхностей фамен-турнейских (Т1, Т2, Фм1, Фм2, Фм3 и Фр) карбонатных отложений основой послужила структурная поверхность отражающего горизонта ΙΙК
41
(кровля тульского терригенного горизонта), построения велись сверху вниз.
Процесс моделирования структурного каркаса частично размытых пластов Фм1, Фм2, Фм3 выполнялся с использованием восстановленных по толщинам соседних скважин структурных поверхностей. Структурные поверхности выклинивающихся пластов Т1 и Т2 моделировались на основе карт толщин пластов, которые определили границу выклинивания пластов по нулевым значениям карты толщин.
Полученный структурный каркас учитывает в полной мере концептуальную модель, определенную по результатам детальной геологической корреляции и фаунистического анализа керна (рис. 3.1). В трехмерном пространстве смоделированы зоны размыва и выклинивания пластов. Получена основа для моделирования трехмерных сеток.
|
|
Автор: ПутиловИ.С. |
|
|
|
|
|
|
а |
|
|
|
|
б |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
Рис. 3.1. Строение залежи нефти в Фм-Т пласте: а – трехмерный вид поверхности Фм-Т; б – продольные и поперечные разрезы по трехмерным сеткам Фм-Т пластов; 1 – пласт Т1; 2 – пласт Т2; 3 – пласт Фм1; 4 – пласт Фм2; 5 – пласт Фм3; 6 – пласт Фр; 7 – отметки пересечения скважин с кровлей Фм-Т; 8 – направление на север
42
Для карбонатных пластов Т1,Т2, Фм1, Фм2, Фм3 были выбраны сетки XY regular с равным количеством слоев.
При построении сеток пластов Фм1, Фм2, Фм3 были воссозданы результаты процессов разрушения, в результате чего на обобщенную поверхность Фм-Т выходят ячейки трехмерных сеток пластов Т1, Фм1, Фм2, Фм3 (см. рис. 3.1). Эрозионные окна наблюдаются в трехмерных сетках пластов Т1, Т2, Фм1, Фм2.
Величина запасов, полученная при геологическом моделировании, отличается менее чем на 5 % для всех пластов по сравнению с запасами, подсчитанными по традиционной методике, что находится в пределах точности подсчета запасов.
Сходные значения балансовых запасов, полученные по результатам трёхмерного геологического моделирования и рассчитанные по традиционной методике, позволяют утверждать о высокой достоверности полученных результатов.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Вучебно-методическом пособии рассмотрены основные этапы трехмерного геологического моделирования залежей нефти и газа. Описана поэтапная последовательность действий, необходимых для построения трёхмерных геологических моделей.
Впособии также рассмотрены возможности оптимизации этапов структурного, литологического и петрофизического трехмерного моделирования.
Для закрепления теории приведены практические примеры построения моделей с учетом литолого-фациального анализа, описан пример построения моделей рифовых резервуаров. Даны практические рекомендации по повышению качества трехмерных геологических моделей.
43
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Руководство пользователя программного продукта IRAP RMS. – М., 2002.
2.Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Ч. 1: Геологические модели / ОАО «ВНИИОЭНГ». –
М., 2002.
3.Разработка модели строения Озерного месторождения на основе лито-биофациального анализа и петрофизических исследований / А.П. Вилесов, Э.К. Сташкова, Н.В. Беляева [и др.]; КамНИИКИГС. – Пермь, 2004.
4.Наливкин Д.В. Учение о фациях. – М.-Л.: Изд-во АН СССР,
1955.
5.Путилов И.С., Галкин В.И. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турнефаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения // Нефтяное хозяйство. – М., 2007. – № 9. – С. 12–14.
6.Потехин Д.В., Путилов И.С. Опыт корректировки распределения литологии при трехмерном геологическом моделировании на основе представлений о геологическом строении нефтяных залежей // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых место-
рождений. – М., 2005. – № 9–10. – С. 48–50.
7.Потехин Д.В. Использование поточечных данных ГИС для построения трехмерных геологических моделей в программном комплексе IRAP RMS (на примере Шершневского месторождения) // Материалы ХХХIII научно-практической конференции гор- но-нефтяного факультета ПГТУ. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн.
ун-та, 2002.
8.Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления материалов в ГКЗ РФ по подсчету запасов нефти и горючих газов. – М., 1983.
9.Дементьев Л.Ф., Хитров Е.А., Шурубор Ю.В. Применение информационных мер в нефтепромысловой геологии. – Пермь, 1974.
44
10.Дэвис Дж.С. Статистический анализ в геологии. – М.: Нед-
ра, 1990. – С. 97–104.
11.Методические рекомендации по созданию цифровых моделей терригенных коллекторов ГУГР ЦГГМ. – М., 2006. – С. 52.
12.Методические рекомендации по контролю качества построения цифровых геологических моделей терригенных коллекторов НК «ЛУКОЙЛ» ГУГР, ЦГГМ. – М., 2005. – С. 53.
45
ПРИЛОЖЕНИЕ
Практические рекомендации по загрузке данных скважины и подготовке к моделированию структурного каркаса
3Д-модели в IRAP RMS
Самым первым этапом, с которым мы сталкиваемся при работе
спакетами геологического моделирования, является загрузка исходной информации, необходимой для построения трёхмерной геологической модели. Основные данные, имеющие наибольший вес в построении модели, – это данные скважин, которые содержат информацию о расположении контактов пропластков в пространстве, их ФЕС и характере насыщения. Поэтому очень важно правильно загрузить данные скважин в проект, чтобы потом не возникало проблем
спостроением по ним модели и увязкой её с другими загружаемыми в проект данными. Может существовать небольшая разница в однотипных данных, загружаемых различными путями, так как способы пересчёта одних данных в другие будут различаться, но она должна находиться в пределах погрешности метода пересчёта. Рассмотрим далее основные моменты загрузки исходных данных скважин на примере пакета геологического моделирования IRAP RMS.
Лабораторная работа № 1
ЗАГРУЗКА ИНКЛИНОМЕТРИИ И УСТЬЕВЫХ КООРДИНАТ
Для загрузки инклинометрии и устьевых координат выполняется следующий порядок действий в IRAP RMS.
В контейнере Wells=>Import выбираем панель Import trajectories and logs. Выбираем формат загружаемых данных. В данном случае – User defined. Далее выбираем пункт для загрузки, Well head – координаты устьев и Trajectory – данные инклинометрии; Log – кривые по скважинам.
46
Пункт Import trajectories to existing wells позволяет выбрать между импортом и созданием новых скважин и импортом инклинометрии к существующим скважинам.
Далее выбираем файлы, содержащие данные инклинометрии. Существует также выбор опций, если уже имеются созданные скважины: Add as new well – добавить как новую скважину, Replace well – заменить скважину, Skip – пропустить и Update – обновить. Поскольку мы загружаем скважинные данные впервые, то выбираем пункт Add as a new well (рис. П1.1).
Рис. П1.1. Задание настроек загрузки скважинных данных
47
Предварительно смотрим загружаемые файлы. Выбираем разделитель между столбцами (delimiter). На выбор предлагаются следующие разделители: Space – пробел, Tab – табуляция, Comma – точка, Semicolon – точка с запятой. В данном случае разделителем является пробел (рис. П1.2).
Рис. П1.2. Предварительный просмотр инклинометрии
Далее переходим на правую часть панели. На первой закладке
Unit/Reference selector переходим в пункт References и заходим в меню Reference set selector, чтобы выбрать точки отсчета траектории скважин (рис. П1.3).
48
Рис. П1.3. Задание настроек точки отсчета траектории скважин
В этой панели смотрим, от какой отметки начинать отсчитывать измеренную глубину (MD) и вертикальную глубину (TVD). В данном случае (при загрузке инклинометрии через MD, Incl, Az) обе глубины отсчитываются от отметки стола ротора (RKB) (рис. П1.4). После загрузки данных скважин в проект необходимо проверить, чтобы измеренной глубине (MD) 0 метров в столбце с вертикальными глубинами (TVD) соответствовала абсолютная отметка стола ротора (RKB). Это можно сделать путём просмотра
49
таблицы Trajectory properties, вызываемой из меню Drilled trajectory. Например, если альтитуда стола ротора составляет 140 м, то
втаблице Trajectory properties столбцу MD со значением 0 должно соответствовать значение –140 м в столбце TVD, значению 20 м
встолбце MD – значение –120 м в столбце TVD, и так далее. Учитывая инклинометрию скважины, значение TVD будет изменяться с глубиной не равномерно, а с некоторым нарастанием, разница между MD и TVD будет накапливаться по мере увеличения глубины и по изменению угла падения скважины. Например, на глубине 1000 м значение абсолютной отметки может быть 800 м. Если бы скважина была вертикальной, то TVD в таком случае равнялось бы
860 м.
Рис. П1.4. Задание настроек точки отсчета траектории скважин от отметки стола ротора
50