Учет литологической макронеоднородности при цифровом геологическом моделировании месторождений нефти и газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Истомин, Сергей Борисович

• Истомин, Сергей Борисович
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Истомин, Сергей Борисович

Список рисунков.

Список таблиц.

Введение.

Глава 1. Современное состояние проблемы учета литологической макронеоднородности при построении геологических моделей.

1.1. Виды геологической неоднородности.

1.2. Влияние геологической неоднородности на эффективность эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

1.3. Способы изучения и учета литологической макронеоднородности.

1.4. Учет неоднородности при создании цифровых трехмерных геологических моделей.

Глава 2. Критерии оценки литологической макронеоднородности

2.1. Обзор критериев оценки литологической неоднородности

2.2. Взаимосвязь ме>еду показателями неоднородности и выбор показателей для геологического моделирования.

2.3. Оценка неоднородности по исходным данным.

2.4. Связь показателей неоднородности с параметрами стохастического моделирования.

Глава 3. Построение трехмерных компьютерных геолого-технологических моделей с учетом заданных показателей неоднородности.

3.1. Обзор методик построения трехмерных геологических моделей при литологическом моделировании.

3.2. Алгоритм выполнения построений трехмерной литологической модели с учетом заданных критериев макронеоднородности.

3.3. Влияние недоучета неоднородности при построении геологических моделей.

3.4. Верификация геологических моделей.

Глава 4. Влияние фациальных условий на литологическую макронеоднородность.

4.1. Фациальные предпосылки проявления неоднородности

4.2. Анализ фациального строения продуктивных пластов Самотлорского месторождения и оценка их макронеоднородности.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Учет литологической макронеоднородности при цифровом геологическом моделировании месторождений нефти и газа»

Актуальность темы

Для прогноза степени вытеснения нефти и газа из продуктивных пластов, нефтеотдачи или коэффициента нефтеизвлечения (КИН) в настоящее время широко используются геолого-гидродинамические трехмерные цифровые модели (геолого-технологические модели). На основе этих моделей осуществляется оценка геологических и извлекаемых запасов углеводородов, обосновывается оптимальная стратегия доразведки и разработки продуктивных пластов. Создание и применение таких постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) является одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

Актуальность данного направления отражена в регламенте по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений, разработанном под эгидой Минтопэнерго РФ широким кругом специалистов (2000г.). Этот регламент является основным документом, описывающим требования, предъявляемые к компьютерным моделям нефтяных и газонефтяных пластов. К моменту написания данной работы в этом документе не были четко отражены требования к учету геологической неоднородности в процессе моделирования. Поэтому разработка методических и технологических решений для учета неоднородности литологического строения пластов при построении трехмерных моделей является в настоящее время одной из наиболее актуальных задач моделирования нефтяных и газовых месторождений.

Залежи многих месторождений нефти и газа приурочены к литологически неоднородным пластам. Неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания, минерального состава и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, 5 свойственна в той или иной мере всем продуктивным пластам. Цитологическая невыдержанность пластов даже на незначительных расстояниях, замещение коллекторов глинистыми породами, наличие слияний ме>еду прослоями коллекторов создают большие трудности при их разработке. Недоучет неоднородного строения продуктивных пластов приводит к существенным ошибкам при оценке запасов УВ и добычных возможностей залежей.

Геологическую неоднородность, рассматриваемую на уровне отдельных линз и пропластков коллекторов и взаимного расположения этих геологических тел внутри пласта, принято называть макронеоднородностью в отличие от микронеоднородности уровня минеральных зерен, и в отличие от метанеоднородности, определяющей строение участка геологического разреза, состоящего из гидродинамически несвязанных пластов. Следует отличать неоднородность фильтрационно-емкостных свойств пласта от неоднородности взаимного расположения коллекторов в объеме породы. Оба данных типа неоднородности существенным образом влияют на добычные возможности продуктивных пластов.

В данной работе рассматривается макронеоднородность пласта, относящаяся к количеству и взаимному расположению отдельных линз или пропластков коллектора, к их связанности по вертикали и по площади.

Существующие подходы к геологическому моделированию при создании геолого-технологических моделей можно разделить на две основные группы - детерминистские и стохастические. При использовании детерминистских подходов природная неоднородность сохраняется в геологической модели только в случае использования геолого-геофизической информации по большому количеству скважин, вскрывших продуктивный интервал достаточно плотной сеткой. Стохастические методы моделирования основаны на математических алгоритмах, использование которых требует глубокого понимания аппарата геостатистики. Зачастую использование стохастических методов связано с субъективной оценкой задаваемых при моделировании параметров, напрямую никак не связанных с результатами оценки геологической неоднородности продуктивного интервала. Проблема оценки параметров для геологического моделирования, их связи с неоднородностью геологической среды и влияния на прогноз добычных свойств нефтяных и газовых пластов является актуальной.

Цель работы

Разработка методики и технологии учета литологической макронеоднородности при построении цифровых геологических моделей нефтяных и газовых месторождений для задач подсчета геологических и извлекаемых запасов УВ, прогноза продуктивности пластов и мониторинга их разработки.

Основные задачи работы

1. Анализ эффективности критериев геологической макронеоднородности, используемых при подсчете запасов и составлении технологических документов на разработку месторождений. Обоснование критериев, количественно характеризующих степень литологической макронеоднородности и применимых для целей геологического моделирования.

2. Разработка алгоритмов оценки макронеоднородности по исходной геолого-геофизической информации и верификации геологических моделей на соответствие этим критериям.

3. Оценка связи литологической макронеоднородности пластов с фациальными условиями их формирования. 7

4. Алгоритмизация учета неоднородностей геологических объектов при моделировании на основе установленных взаимосвязей между критериями неоднородности и параметрами стохастического моделирования.

5. Разработка методики трехмерного геологического моделирования с учетом заданных критериев латеральной и вертикальной неоднородности с одновременным учетом результатов послойного моделирования и атрибутного анализа сейсмических данных.

Защищаемые положения

1. Необходимый набор критериев, достаточный для описания макронеоднородности пластов при трехмерном геологическом моделировании, включает:

• Для вертикальной неоднородности: коэффициент песчанистости и параметр расчлененности;

• Для латеральной неоднородности: коэффициент распространения и параметр плотности литологических границ.

Использование данного набора критериев обеспечивает отражение в модели геологической макронеоднородности пластов.

2. Радиус и порог индикаторных вариограмм, используемых при литофациальном стохастическом моделировании, должны рассчитываться из параметров вертикальной и латеральной макронеоднородности пластов, что позволяет выполнять моделирование с учетом установленных взаимосвязей и получать предсказуемые результаты.

3. В условиях мультифациальных образований внутри одного объекта моделирования параметры макронеоднородности для каждой фации могут существенно различаться, что необходимо учитывать при построении геологических моделей.

Научная новизна

1. Установлен информативный набор критериев геологической макронеоднородности для целей геолого-технологического моделирования.

2. Установлены взаимосвязи между показателями латеральной и вертикальной макронеоднородности терригенных пластов месторождений нефти и газа Западной Сибири, позволяющие проводить оценки для площадей, слабо изученных бурением.

3. Установлены количественные взаимосвязи между критериями макронеоднородности и параметрами стохастических индикаторных методов литофациального моделирования.

4. Показана возможность восстановления литофациального строения неоднородных пластов в межскважинном пространстве на основе разработанных алгоритмов учета оптимального набора критериев макронеоднородности.

Основные результаты

• Изучены количественные критерии для оценки литологической неоднородности продуктивных пластов и возможности их учета при построении постоянно-действующих геолого-технологических моделей. Рассмотрены количественные связи между параметрами вариограммного стохастического моделирования, позволяющего учесть природную литологическую неоднородность в геологических моделях с выбранными классическими критериями неоднородности.

• Предложены алгоритмы оценки и учета при построении трехмерных геологических моделей показателей литологической макронеоднородности.

Разработана технология моделирования и верификации трехмерных геологических моделей с использованием критериев неоднородности.

Практическая ценность работы

Методика количественного анализа литологической макронеоднородности продуктивных пла-стов нефтяных и нефтегазовых месторождений и учета неоднородности при построении трех-мерных геологических моделей является важным этапом в создании геолого-технологических моделей и используется в практике геологического моделирования в ОАО «ЦГЭ».

Методика верификации трехмерных геологических моделей на соответствие критериям литологической неоднородности, оказывающим влияние на добычные возможности пласта и прогноз коэффициента нефтеизвлечения, может быть введена в повседневную практику экспертизы геолого-технологических моделей.

Технология построения трехмерных геологических моделей вместо абстрактных математических понятий геостатистики использует непосредственно геологические критерии, характеризующие литологическую неоднородность: песчанистость, расчлененность, коэффициент распространенности, параметр плотности литологических границ.

Установленные взаимосвязи между показателями вертикальной и латеральной литологической макронеоднородности позволяют проводить оценку малоизученных бурением площадей.

Апробация результатов

Основные результаты работы были доложены автором в семи докладах на научных конференциях и освещены в двенадцати научных публикациях.

Результаты методических разработок опробованы и используются при выполнении построений трехмерных геолого-технологических моделей в отделении геоинформационных технологий ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» г. Москва. На основе трехмерных геологических моделей, построенных с использованием алгоритмов учета литологической неоднородности, выполняются подсчеты геологических и извлекаемых запасов нефти и газа. Обосновываются коэффициенты извлечения нефти.

Благодарности

Диссертационная работа выполнена в период работы в ОАО «ЦГЭ», а также учебы в аспирантуре Российского государственного геологоразведочного университета. Основной объем работы выполнен в ОАО «ЦГЭ», где соискатель работает в Отделении Геоинформационных технологий - главным специалистом по геологии и геологическому моделированию.

Автор выражает благодарность начальнику ОАО «ЦГЭ» и научному руководителю работ по разработке программного комплекса «DV-GEO» д.т.н. Кашику A.C., глубокую признательность Дьяконовой Т.Ф. и Билибину С.И., без которых данная работа не могла состояться; своим научным руководителям профессору ¡Генри Николаевичу

Боганику] и доценту Игорю Алексеевичу Мараеву.

Большое влияние на направление исследований в разное время оказали совместная работа и творческие контакты с Денисовым С.Б., Гавриловой Е.В, Кожевниковым Д.А., Коваленко К.В., Шаховым П.А. Автор приносит глубокую благодарность им и всем, кто содействовал выполнению этой работы.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА ЛИТОЛОГИЧЕСКОЙ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ ПРИ ПОСТРОЕНИИ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Проблеме изучения и учета геологической неоднородности посвящено большое число работ отечественных и зарубежных ученых и специалистов: В.И.Азаматова, ВАБреева, Ю.П. Борисова,

B.В.Воинова, Ш.К.Гиматудинова, Л.Ф.Дементьева, А.И. Деминой,

C.Б.Денисова, Г.М.Золоевой, М.М.Ивановой, И.М.Климушина, М.Л.Лейбина, В.Д.Лысенко, В.П.Меркулова, З.К.Рябининой, Е.И.Семина, В.В.Стасенкова, М.А.Токарева, О.С.Черновой, И.П.Чоловского, и др.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Истомин, Сергей Борисович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненной работы доказано существенное влияние макронеоднородности продуктивных пластов на результаты их разработки. Главным показателем эффективности разработки является коэффициент нефтеизвлечения, существенно меняющийся в условиях отложений с различной степенью неоднородности. Изменчивость геологической среды по площади и по разрезу приводит к неравномерности выработки пластов и получению относительно низких величин КИН. Одним из параметров для оценки КИН является коэффициент охвата, зависящий от макронеоднородности геологической среды. Оценка коэффициента охвата является сложной задачей и проводится, как правило, на основе использования трехмерных геолого-технологических моделей.

Трехмерные геологические модели, применяемые для целей подсчета запасов УВ. и прогноза продуктивности пластов, должны отражать реальную неоднородность геологической среды. Проведенные исследования показали возможность учета показателей макронеоднородности пластов при построении литофациальных моделей с использованием индикаторных стохастических методов моделирования.

Показано наличие связей между показателями вертикальной и латеральной макронеоднородности литофациального строения пластов и возможность использования этих связей для оценки латеральной макронеоднородности на стадии поисково-разведочного исследования моделируемой площади.

Установлено влияние фациальных условий седиментации на параметры макронеоднородности. Проведенная оценка параметров макронеоднородности продуктивных пластов Самотлорского региона для разных фациальных зон показала их изменение и необходимость учета зональности при построении геологических моделей для крупных месторождений, занимающих большую площадь.

86

Дальнейшие исследования макронеоднородности и ее учета при геолого-технологическом моделировании должны быть направлены на установление закономерностей изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов по площади и разрезу и учету анизотропии свойств. Комплексирование того огромного объема информации, который на сегодняшний день получают на основе геофизических методов исследования, может быть использован для решения задач, связанных с изучением и учетом геологической неоднородности. Оценка параметров неоднородности должна проводиться с учетом материалов сейсмических исследований и результатов гидродинамических исследований скважин.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Истомин, Сергей Борисович, 2009 год

1. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М., Недра, 1970.

2. Боровко H.H. Статистический анализ пространственных геологических закономерностей. Недра, Л.: 1971

3. Бриллиант Л.С., Аржиловский A.B., Цой В.Е. Экспертиза геологических и гидродинамических моделей основа качества исполнения проектной документации. Вестник российской академии естественных наук. - 2006. - Томб, №6.

4. Булыгин Д.В., Булыгин Д.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. 1996. - М.: Недра. - 382с.

5. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. 1995. - М.: ВНИИОЭНГ. -496с.

6. Дементьев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.И. и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата. М.: Недра, 1981.

7. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1983.

8. Демина А.И. Методика анализа прерывистости продуктивных пластов на основе трехмерных геологических моделей. // Газовая промышленность. 2006. - №12. - С.64-66.

9. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Денисов С.Б. Прогноз параметров коллекторов по данным комплексной интерпретации ЗД сейсморазведки и ГИС при построении цифровых геологических моделей. / Нефтяное хозяйство. 2000. - №10. - с.49-56.

10. Дюбрул Оливье. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных. М.: SEG, EAGE, 2005.

11. Закревский К.Е., Геологическое 3D моделирование, М.: ООО «ИПЦ Маска», 2009.

12. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р., Оценка качества 3D моделей, М.: ООО «ИПЦ Маска», 2008.

13. Золоева Г.М., Денисов С.Б, Билибин СИ. Геолого-геофизическое моделирование залежей нефти и газа: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. - 172 с.

14. Золоева Г.М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС. М.: Недра, 1995. - 212 с.

15. Иванова M.M., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М., Недра, 1992.

16. Изучение геологической неоднородности продуктивных пластов / В.В. Воинов, М.Л. Лейбин, Е.И. Семин, З.А. Хрусталева. Науч.-техн. сб. по добыче нефти. М.: Недра, 1966. - № 14. - С. 3-7.

17. Истомин С.Б., Необходимость использования критериев неоднородности при геологическом моделировании неравномерно разбуренных площадей. VII Международная НПК «Геомодель-2005», г. Геленджик, 11-17 сентября, 2005г.

18. Истомин С.Б., Учет литологической неоднородности терригенных пластов при построении геологических моделей. Журнал «Геофизика», №4, 2007г, с. 186-190.

19. Истомин С.Б., Прогнозирование распространения коллекторов отложений вогулкинской толщи с использованием палеотектонического анализа на примере пласта П2 Тальникового месторождения. Журнал «Каротажник», №3-4 (116-117), 2004г, с.246-249.

20. Кавун М.М., Степанов A.B., Истомин С.Б., Некоторые практические аспекты анализа межфлюидных контактов при геологическом моделировании залежей нефти и газа. Журнал «Геофизика», №4, 2007г, с.201-206.

21. Каменский Г.Н., Корчебоков H.A., Разин К. И. Движение подземных вод в неоднородных пластах. М., Л.: Об'единенное научно-техническое издательство, 1935. - 168 с.

22. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А., Ланчаков Г.А., Тимофеев В.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. 1997. - М.: ОАО «Издательство «Недра». - 366с.

23. Кашик A.C., Билибин С.И., Гогоненков Г.Н., Кириллов С.А., Новые технологии при построении цифровых геологических моделейместорождений углеводородов / Технологии ТЭК. 2003. - № 3. - стр. 12-17

24. Корж М.В. Палеогеографические критерии нефтегазоносности юры Западной Сибири. Наука. М., 1978. 135 с.

25. Косыгин Ю.А. Основы тектоники. М.: Недра, 1974.

26. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов // Тр. ТатНИИ. Л.: Недра. - Вып. 6 -1964.

27. Медведев Е.А., Пьянков В.Н. Решение задач построения геолого-технологических моделей с использованием программного комплекса «БАСПРО Оптима». II Нефтяное хозяйство. 2005. - №10. - с.51-53.

28. Меркулов В.П., Чернова О.С. Закономерности пространственной изменчивости фильтрационно-емкостных параметров верхнеюрских коллекторов в связи с условиями седиментации / Сб. Научн. тр. школы-семинара НОЦ «ЮКОС-НОВОСИБИРСК», 2002. С. 182-188.

29. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. 2007. - М.: Министерство природных ресурсов Российской Федерации.

30. Миллер Р. и Дж.Кан. Статистический анализ в геологических науках. Изд-во «МИР», М.: 1965.

31. Обстановки осадконакопления и фации: В 2-х т.: Пер. с англ./Под ред. Х.Рединга. М.: Мир, 1990. - 352 с.

32. Особенности современного подхода к подсчету геологических запасов месторождений нефти и газа на основе трехмерных моделей. С.И.Билибин, Т.Ф.Дьяконова, Е.В.Гаврилова, Т.Г.Исакова, С.Б.Истомин, ЕАЮканова. Журнал «Нефтяное хозяйство», № 10, 2006г.

33. Нестеров В.Н., Харахинов В.В., Семянов А.А., Шленкин С.И., Глебов А.Ф., Геологическая доразведка нефтяных месторождений Нижневартовского Приобья, Москва, Научный мир, 2006г

34. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Башкирии / Э.М. Халимов, М.М. Саттаров, Ю.З. Зайнетдинов, М.Н. Галлямов. Уфа: Башк. книжн. изд-во, 1972.

35. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. Под редакцией В.В.Стасенкова, И.С.Гутмана. М.: Недра, 1989. -270с.

36. Применение математических методов при поисках и разведке месторождений твердых полезных ископаемых. Секретариат СЭВ, М.: 1987г.

37. Рыбников A.B., Саркисов Г.Г. Стохастические геологические модели методы, технологии, возможности. / Нефтяное хозяйство. -2001. - №6. - с.22-25.

38. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. М.: Минтопэнерго, 2000. - 150 с.

39. Семин Е.И. Геологическая неоднородность нефтеносных пластов и некоторые способы ее изучения // Тр. ВНИИ. М.: Гостоптехиздат, 1962. - Вып. 34. - С. 3^43.

40. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ. ред. Ш. К. Гиматудинова/ Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко,А- И. Петров и др. М., Недра, 1983, 455 с.

41. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю:Г. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М., Недра, 1983, 463 с.

42. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник. Под редакцией Чоловского И.П. 1989. - М.: Недра. - 376с.

43. Стасенков В.В., Климушин ИМ., Бреев В.А. Методы изучения геологической неоднородности нефтяных пластов. М.: Недра, 1972.

44. Сыртланов В.Р., Майсюк Д.М., Трофимова И.А. Методика проведения экспертизы трехмерных моделей залежей нефти (на примере пласта БВ8° Самотлорского месторождения). Нефтепромысловое дело. 2003. - №10. - с. 14-17.

45. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. -200с

46. Токарев М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. 1983. - Уфа: изд-во УНИ.

47. Ф.Г.Гурари, Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. Новосибирск, СНИИГГиМС, 2003.

48. Чернова О.С. Седиментология резервуара. Учебное пособие по короткому курсу. 2004. - Томск. - 453с.

49. Чоловский И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1966.

50. Carle S.F. and G.E. Fogg. 1996. Transition Probability-Based Geostatistics. Mathematical Geology, Vol.28, No.4, May 1996, p.453-476.

51. Journel A.G. and Gomez Hernandez, J.J., 1989, Stochastic Imaging of the Wilmington Clastic Sequence, SPE 19857.