Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках: На примере Романовского месторождения Западной Сибири тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Шерашова, Анастасия Геннадьевна

• Шерашова, Анастасия Геннадьевна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Шерашова, Анастасия Геннадьевна

Введение.

1. Современные представления о неантиклинальных ловушках нефти и газа, генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири, их строение и класификации.

2. Геолого-геофизическая характеристика объекта изучения.

2.1. Геолого-геофизическая изученность.

2.2. Стратиграфия.

2.3. Тектоника.

2.4. Нефтегазоносность.

2.5 Комплекс первичных данных, исходная сейсмическая, геологогеофизическая и геолого-промысловая информация.

2.5.1. Геофизические данные.

2.5.2. Литолого-петрофизические данные.

2.5.3. Геолого-промысловые данные.

2.5.4. Сейсмические данные.

3. Комплексное геолого-промысловое моделирование залежей нефти в клиноформных отложениях.

3.1. Обработка и интерпретация материалов ГИС, геологопромысловой информаци.

3.1.1 Выделение по данным ГИС основных геологических границ и их корреляция.

3.1.2 Алгоритмы выделения коллекторов и оценки фильтрационно-емкостных свойств.

3.2 Обработка и интерпретация сейсмических данных.

3.2.1 Методика полевых работ.

3.2.2. Стратиграфическая привязка.

3.2.3. Анализ волнового поля, корреляция отраженных волн и выделение тектонических нарушений, оценка динамических параметров отражений.

3.2.4. Построение скоростной модели среды и структурных карт, анализ структурных построений, построение структурного куба.

3.2.5. Построение структурного куба.

3.3. Методический подход к комплексному геолого-промысловому моделиро-ванию нетрадиционных ловушек.

3.4. Этапность комплексного моделирования сложнопостроенной залежи нефти в клиноформных отложениях.

4. Построение геолого-промысловой модели залежи нефти в клинофрмных отложениях Романовского местороиадения.

5. Построение фильтрационной геолого-гидродинамической модели залежи нефти в клинофрмных отложениях на основе комплексного использования имеющейся информации об объекте.

5.1. Методика трехмерного моделирования.

5.2. Построение принципиальных моделей.

5.3. Построение структурного каркаса.

5.4. Создание трехмерной сетки.

5.5. Создание кубов параметров.

5.6. Уточнение геологических запасов.

5.7. Методика создания фильтрационной геолого-гидродинамической модели.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Создание геолого-промысловых фильтрационных моделей залежей углеводородов в неструктурных ловушках: На примере Романовского месторождения Западной Сибири»

Актуальность проблемы.

Нефтегазодобывающая промышленность нашей страны в своем развитии прошла несколько периодов, существенно отличающихся друг от друга. Современный период также значительно отличается от всех предшествующих. Ему свойственно резкое ухудшение сырьевой базы нефтяной отрасли. Оно связано с увеличением доли запасов, приуроченных к залежам с неблагоприятными для разработки геолого-физическими условиями.

Так, многие крупные месторождения, дававшие основной объем нефти вошли в сложную завершающую стадию выработки оставшихся трудноизвлекаемых запасов.

В тоже время на многих вновь вводимых в разработку месторождениях оказались довольно неблагоприятные геолого-физические условия для выработки запасов традиционными методами. Причем дальнейшее восполнение сырьевой базы во многом связывается с открытием и освоением залежей, приуроченных к неструктурным ловушкам, опыт разработки которых пока недостаточен.

Успешное применение современных систем разработки, их совершенствования, а также внедрения новых технологий в обстановке всё усложняющихся геологических условиях залегания запасов нефти требует адекватного отражения этих условий в создаваемых геолого-промысловых фильтрационных моделях.

В полной мере это относится к сложнопостроенным залежам нефти в клиноформных образованиях.

Поскольку от степени соответствия создаваемой фильтрационной геолого-промысловой модели пласта реальной залежи при проектировании ее разработки, в конечном итоге зависит полнота извлечения нефти и экономичность процесса, качество моделирования приобретает всё большую актуальность, как в научном, так и в практическом плане.

Цель диссертационной работы.

Основной целью диссертационной работы является совершенствование методов комплексного геолого-промыслового моделирования сложнопостроенных залежей углеводородов, приуроченных к клиноформным отложениям для целей проектирования их разработки.

В том числе при комплексировании геолого-физической информации в создаваемых моделях необходимо обеспечение более полного отражения особенностей строения природных границ, оконтуривающих залежи в этих отложениях, а также характера изменения проводимости и насыщенности пласта по площади в направлении от ундоформы (шельфовой части клиноформы) до фондоформы (глубоководной части клиноформы), и учета этих особенностей при преобразовании геолого-промысловой фильтрационной модели в математическую гидродинамическую.

Достоверность полученных данных обеспечена комплексным использованием:

• сейсмических материалов, общим объемом 767 пог.м (47 профилей);

• литолого-петрографических и петрофизических исследований керна;

• опробования и испытания пластов (80 скважин);

• комплекса геофизических исследований в 116 скважинах Романовского месторождения.

Методы исследования.

В диссертационной работе применялся методический подход к комплексному использованию разнородной информации следующих направлений нефтяной науки:

1) сейсмические исследования, методики интерпретации данных 2Д и ЗД сейсмики;

2) исследование кернового материала;

3) интерпретация данных ТИС, использование современных алгоритмов и методик комплексной интерпретации данных ГИС с применением вычислительной техники, выявление петрофизических зависимостей;

4) методические приемы использования промысловой информации (данные ГИС-контроля, детальная информация по добыче и закачке, результаты гидродинамических исследований);

5) методические приемы литологического расчленения разреза, детальная корреляция скважинных разрезов;

6) создание трехмерной цифровой геологической модели на базе современных математических и аналитических программ;

7) методы адаптации геологической основы для гидродинамического моделирования, методика построения фильтрационной модели;

8) использование современных программных средств для моделирования геологических процессов и процессов разработки.

Методический подход к комплексному использованию разнородной информации основывается на выявлении общих закономерностей, которые обеспечивают наиболее полную сходимость их результатов. Научная новизна.

В диссертационной работе автором предложен и показан методический подход создания фильтрационных геолого-промысловых моделей сложнопостроенных залежей в клиноформных образованиях регрессивного типа, применительно к их преобразованию в математические геолого-гидродинамические на стадии проектирования их разработки.

Усовершенствован поэтапный алгоритм построения и перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической гидродинамической модели с максимальным учетом специфики строения клиноформных залежей рассматриваемого типа. Основные защищаемые научные результаты.

1. Создание адекватных трехмерных фильтрационных геолого-промысловых моделей, учитывающих специфику строения регрессивных клиноформ, на основе комплексного изучения аналогичной залежи Романовского месторождения Западной Сибири.

2. Методический подход к переводу геолого-физической информации в математическую форму с максимальным учетом различных природных факторов, определяющих строение клиноформной залежи нефти.

3. Повышение достоверности геолого-гидродинамической модели залежи в клиноформных отложениях для целей проектирования ее разработки.

Практическая значимость.

Усовершенствованный автором методический подход комплексного геолого-промыслового моделирования позволит существенно повысить качество и точность построения геолого-промысловых и математических моделей сложнопостроенных залежей, приуроченных к клиноформным отложениям Западной Сибири. Использование предлагаемого алгоритма перехода от фильтрационной геолого-промысловой модели к математической прогнозной для целей проектирования разработки, позволит максимально учитывать природные составляющие геолого-промысловой модели залежи и повысить качество расчета технологических показателей разработки и прогноза коэффициента извлечения нефти.

Построенные автором фильтрационные геолого-промысловые модели залежей нефти Романовского месторождения переданы на предприятие для дальнейшего использования при проектировании их разработки.

Публикации и апробация работы.

Основные положения диссертационной работы опубликованы автором в трех статьях и тезисах научной конференции «Молодежная наука -нефтегазовому комплексу» (март, 2004г)

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения, изложенных на 180 страницах, включая 70 рисунков и 7 таблиц. Библиографический список включает 50 опубликованных и фондовых работ.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Шерашова, Анастасия Геннадьевна

Основные выводы и результаты работы

1. На основании обобщения литературных и фондовых материалов, касающихся исследований клиноформных залежей, установлено, что залежь

О 1 нефти пласта БСю Романовского месторождения относится к специфическим клиноформным образованиям регрессивного типа. Это подтверждается сейсмическими данными и палеотектоническим анализом изучаемой площади.

2. На основе комплекса сейсмических и геолого-промысловых данных проведено построение фильтрационной геолого-промысловой модели залежи

У 1 пласта БСю • При этом в основу была положена теория формирования клиноформных отложений регрессивного типа, полученных предшествующими исследователями. Для этих специфических геолого-физических условий был разработан методический подход к созданию геолого-промысловых моделей с комплексным использованием всей имеющейся информации.

3. Отличительной особенностью строения клиноформных отложений является строго ориентированная веерообразность залегания слоев пород, слагающих объем клиноформного тела

Л 1

Характерными чертами строения нефтяной залежи пласта БСю Романовского месторождения являются: а) Форма залежи определяется тремя типами геологических границ (граница полного выклинивания коллекторов, границы их фациального замещения, и гидродинамические экраны, фиксируемые при интерпретации сейсмических данных). б) Высокая макронеоднородность пласта, выраженная в существенной изменчивости расчлененности пород на отдельные прослои с разной степенью их прерывистости. в) Менее высокая микронеоднородность пласта, выраженная изменением фильтрационно-емкостных свойств в объеме пород-коллекторов в основном по разрезу. 4. Автором произведено преобразование геолого-промысловой модели в трехмерную геолого-гидродинамическую. Оно осуществляется в определенной последовательности:

Вначале происходит перевод исходной геолого-промысловой информации в математическую форму, касательно полного объема клиноформного образования, оконтуренного геологическими границами разного генезиса, которое в соответствии с его формой дифференцируется на конусообразные элементарные слои переменной толщины, с разбиением на ячейки.

Затем отстраиваются формы геологического тела, сложенного породой -коллектором и нефтенасыщенной породой, с учетом дифференциации, принятой для полного объема клиноформы.

На завершающей стадии моделирования залежи нефти каждой ячейке присваивается значение параметров пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

В итоге создана трехмерная геолого-гидродинамическая модель, используемая при обосновании выбора системы разработки залежи, расчете технических показателей и определения КИН для данных геолого-физических условий.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Шерашова, Анастасия Геннадьевна, 2006 год

1. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976.-216с.

2. Аплонов С.В., Келлер М.Б., Лебедев Б.А. Сколько нефти осталось в российских недрах? Природа, №7,200 г.

3. Бакиров А. А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. М., Недра. 1973.

4. Болотник Д.Н., Макарова Е.С., Рыбников А.В., Саркисов Г.Г. (Roxar Software Solutions AS, Московское представительство). Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, Возможности, Технологии. Нефтяное хозяйство, №3, 2001.

5. Бородкин В.Н., Каримова Н.А., Храмцова А.В. Представление о геологической модели клиноформы БП14-Ач15 севера Западной Сибири на базе литофациальных исследований. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003 . N 4/5. С. 66-77.

6. Бусыгин Г.В. Размышления о клиноформных комплексах. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №7,2,1993.

7. Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Н., Храмов Г.А. и др. Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрького района Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1993.

8. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985-223с

9. Деникевич И.А., Лукиных Э.Н., Хоментовская О.А.(ОАО «ОренбургНИПИнефть»). Перспективы поисков неантиклинальных ловушекв девонских отложениях Соль-илецкого свода. Геология нефти и газа, №6, 1998 г.

10. Денисов С.Б., Гриншпун А.В., Серкова М.Х. Генетическая природа Сугмутского канала. Доклад конференции «Геомодель-2001».

11. Дроздов В.А., Дворак С.В., Ильин В.М., Сонич В.П. Остаточная нефтенасыщенность коллекторов месторождений Ноябрьского района. Нефтяное хозяйство, 1991/4, стр. 19-21.

12. Ершов С.В. Закономерности вертикального и латерального размещения залежей нефти в неокомских клиноформах Северного Приобья Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №10, 2004.

13. Жарков A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири, Геология нефти и газа, №1,2001.

14. Золоева Г.М., Денисов С.Б., Билибин С.И. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа. М., «Нефть и газ», 2005 172с.

15. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М. «Недра-Бизнесцентр», 2000.- 414 с.

16. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: Нефть и газа, 2002 г. 445.

17. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири. Геология и геофизика, №8, 1990.

18. Каналин В.Г, Ованесов М.Г, Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1985.-247 е., 31 ил.

19. Карогодин Ю.Н., Казаненков В.А., Ершов С.В. (ИГНГ СО РАН) и др. Проблема индексации и номенклатуры продуктивных горизонтов юры и неокома Западной Сибири и пути ее решения (системно-литмологический аспект). Геология нефти и газа, №2, 2003.

20. Кашик А.С., БилибинС.И., Гогоненков Г.Н., Кириллов С. (ОАО «ЦГЭ»). Новые технологии при построении цифровых геологических моделей месторождений углеводородов. Технологии ТЭК, №3, 2003 г.

21. Колосков В.Н. (ЗАО «МиМГО») Перспективы нефтепоисковых работ в Надымкой мегавпадине.

22. Кос И. М. (ОАО «Сургутнефтегаз»), Поляков А.А., Колосков В.Н., Беспалова Е.Б. Геолого-геофизический прогноз нефтеносности неокомских отложений Сахалинского участка, как части Приобского и Приразломного клиноформных макрообъекгов.

23. Литолого-фациальные комплексы меловых нефтегазоносных отложений Западно-Сибирской низменности. Сборник статей под редакцией Черникова О.А., Москва 1973г.

24. Мамяшев И.Г., Глазунов И.Г. Методика петрофизического обеспечения интерпретации данных электрометрии неоднородно-слоистых песчано-глинистых коллекторов. Изд. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1988г.

25. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-100-91. ВНИИнефть, Москва, 1991.

26. Методическое руководство по комплексу ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин баженовской свиты (книга 7). М., 1999 г.

27. Мирджафаров М.А., Нариманов Н.Р., Мамедова С.М. (АзИНХ им. Азизбекова), Особенности распределения нефтегазоносности в среднем плиоцене южно-каспийской впадины.

28. Мкртчян О. М. Сейсмогеологические предпосылки развития геологоразведочных работ в верхнеюрско-неокомский толще латерального наращивания Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6,1994 г.

29. Мкртычан О. М. Новое в модели строения и формирования баженовской свиты Западной Сибири, Нефтегазовая геология и геофизика. №7,1984.

30. Н. А. Брылина (ТФ ФГУП «СНИИГГиМС»). Неоком— резервный объект прироста запасов УВ на северо-востоке Томской области.

31. Немченко Т.Н. Историко-генетическая модель формирования залежей нефти приобского месторождения Западной сибири. Геология нефти и газа, №2,2000.

32. Особенности геологического строения и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. СибНИИНП выпуск 23, Тюмень 1981

33. Петрофизическая характеристика осадочного покрова нефтегазоносных провинций СССР. Справочник (Волхонин С.В., Авчан Г.М, Савинский К.А., и др.) Москва, Недра, 1985 г.

34. Петрофизические и гидродинамические исследования нефтегазоносных толщ Западной Сибири. ( Сборник статаей под редакцией Сторожева А.Д. Тюмень, ЗапСибНИГНИ, 1980 г.)

35. Саркисян С.Г., Процветалова Т.Н., Лагутенкова Н.С., Сорокина Н.Э., Власова Л.В. Влияние литологических особенностей отложений неокома среднего приобья на распределение в них нефтеносных горизонтов.

36. Седаева К.М. О термине «клиноформа». Бюл. МОИП, 1989,том 64, выпуск 1

37. Славкин B.C., Шик Н.С., Сапрыкина А.Ю. К вопросу дизъюктивно-блокового строения природных резервуаров Западно-Сибирского НГБ. Геология нефти и газа, №4, 2001.

38. Соловьев М. В. Геологическая модель клиноформного комплекса неокома севера Надым-пурской и Пур-тазовской нефтегазоносных областей Западной Сибири. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №10,2001.

39. Трушкова Л.Я. Оперативный метод поиска несводовых ловушек. Л., ВНИГРИ, 1987 г.

40. Чоловский И.П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.:Недра, 1989-375с.:

41. Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд., Элиста: АЛЛ «Джангр», 1996.

42. Шарафутдинов В.Ф. Геологическое строение и закономерности развития майкопских отложений Северо-восточного Кавказа в связи с нефтегазоносностью. Диссертационная работа на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М, 2003.

43. Шпильман В.И., Мясникова Г.П. Перерывы в формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6, 1993.

44. Шпильман В.И., Мясникова Г.П., Трусов Л.Л. (Тюменьгеология). Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири. Геология нефти и газа, №6,1993 г.

45. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: «Недра», 1978. 215 с.