РЕМАСШТАБИРОВАНИЕ ЦИФРОВЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ НУЖД ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Кузьмин А.Ю.

Аспирант, Тюменский Индустриальный Университет (ТИУ)

РЕМАСШТАБИРОВАНИЕ ЦИФРОВЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ТРИАСОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЛЯ НУЖД ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

Аннотация

Геологическое и гидродинамическое моделирование активно применяется большинством недропользователей при разработке месторождений для наиболее полного извлечения запасов при минимальных экономических затратах. В статье показан вариант ремасштабирования геологической модели на примере залежи триасовых отложений одного из месторождений Красноленинского свода для сокращения затрат машинного времени расчетов и сохранения возможности фильтрации при высокой плотности сетки скважин. Использован послойный геолого-статистический разрез (ГСР) как эффективный метод оценки достоверности ремасштабирования.

Ключевые слова: геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, ремасштабирование, шаг сетки, триасовые отложения, геолого-статистический разрез.

Kuzmin A.Yu.

Postgraduate Student, Tyumen Industrial University (TIU)

RESCALING OF DIGITAL GEOLOGICAL MODELS OF TRIASSIC DEPOSITS FOR THE NEEDS OF HYDRODYNAMIC MODELING

Abstract

Geological and hydrodynamic modeling is actively used by most subsoil users in the development of deposits for the most complete extraction of deposits with minimal economic costs. The article discusses the option of rescaling the geological model using the example of Triassic deposits of one of the Krasnoleninsky arch fields to reduce the machine time of calculations and preserve the possibility of filtration at a high density of the head well grid. A layered geological-statistical section (GSS) was used as an effective method for estimating the reliability of rescaling.

Keywords: geological modeling, hydrodynamic modeling, rescaling, grid spacing, Triassic deposits, geological and statistical cross-section.

Основной целью любого недропользователя при разработке месторождений является наиболее полное извлечение запасов при минимальных экономических затратах. Одним их наиболее эффективных методов достижения этой цели по праву можно считать моделирование. В настоящее время разработка практически ни одной залежи углеводородов не обходится без применения геологического и фильтрационного 3D-моделирования.

Развитие математических методов моделирования началось еще в  60-х годах прошлого века и стремительно продолжается и по сей день. Широко стала применяться геостатистика и стохастика, был внедрен метод крайгинга, в 80-х годах появились уже полноценные геологические модели [1]. Сейчас при процессе моделирования комплексируется практически вся имеющаяся информация: сейсмические данные, седиментологические, керновые, данные геофизических  и гидродинамических исследований скважин и т.д. [2]. Эти технологии позволяют воссоздать строение, свойства залежей и насыщающие их флюиды в пространстве с достаточно высокой точностью.

Развитие же области гидродинамического моделирования всегда было напрямую связано с развитием компьютерной промышленности. Лишь с 1983г. после появления коммерческих симуляторов и расчетных машин достаточной вычислительной мощности стало возможным создание фильтрационных моделей достаточно достоверно отражающих историю и прогнозный период разработки.

Нефтяное месторождение «Р» административно находится в Октябрьском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Оно было открыто в 80-х годах прошлого века, когда  при испытании поисковой скважины был получен приток нефти дебитом порядка 6 м³/сут. В тектоническом отношении месторождение расположено на севере Красноленинского свода.

Геологический разрез представлен песчано-алевритоглинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского возраста и осадочно-вулканогенных пород триаса и вскрыт до глубины 3200 м. Промышленная нефтеносность связана с доюрским (пласты триаса – ТР и коры выветривания), среднеюрским, баженовско-абалакским и аптским нефтегазоносными комплексами. Всего на месторождении выявлена 21 нефтяная залежь, большинство из которых относится к пластово-сводовым и тектонически экранированным. Основные запасы нефти приурочены к аптскому комплексу и триасовым отложениям.

Центральная залежь пласта ТР залегает в интервале глубин 2500-2790 м, максимальные нефтенасыщенные толщины достигают 211 м при высоте залежи в 389 м. Максимальный дебит нефти полученный при испытании одной из скважин составил 170 м³/сут при депрессии 13.5 Мпа. Нефти триасового комплекса являются легкими (0,82-0,83 г/см3) и малосернистыми (4,3%).

Цифровая геологическая модель по пласту ТР созданы в двух видах:

1. Послойная геологическая модель. Представляет собой набор взаимоувязанных структурных карт, карт подсчётных параметров и подсчётных планов по каждому объекту.
2. Трехмерная цифровая геологическая модель. Представляет собой объёмную сетку в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которой характеризуется значениями фильтрационно-емкостных свойств пород.

Трехмерная геологическая модель пласта ТР месторождения «Р» представляет собой набор регулярных геологических сеток. Их строение в горизонтальной плоскости определяется длиной и шириной ее ячеек. Шаг трехмерной сетки по вертикали и горизонтали принят 100 м, с учетом степени изменчивости структурного плана и плотности геолого-геофизических наблюдений. Сетки созданы с использованием геометрии угловой точки. Геологический объект по вертикали разбивался на множество элементарных слоев. Разбиение сетки по вертикали производилось в соответствии с принятой моделью осадконакопления, то есть для пласта ТР – относительно подошвы пласта, которая отождествлена с сейсмической отражающей поверхностью Тр3.

Количество слоев определяется степенью детальности трехмерной модели и общей толщины пласта. Для залежей пласта ТР подбор осуществлялся так, чтобы средняя толщина слоев по модели при пропорциональной нарезке составляла 1 м. В общей сложности количество слоев составляет 1145. Общее количество ячеек - свыше 80 млн.

Построение куба пористости и нефтенасыщенности по пласту ТР проводилось по скважинным данным с использованием алгоритма крайгинга. Куб проницаемости рассчитан по петрофизической зависимости.

Для фильтрационной модели была рассчитана вертикальная проницаемость путем умножения горизонтальной проницаемости на коэффициент анизотропии проницаемости определенный по исследованиям керна. Для пласта ТР коэффициент анизотропии проницаемости составил 0.086.

Исходные геологические модели залежи пласта ТР были построены с шагом сетки по горизонтали 100*100 м, по Центральной залежи шаг по оси Z составлял 1 м. На объекте реализуется утвержденная обращенная семиточечная система разработки, среднее расстояние между скважинами в зонах с повышенными нефтенасыщенными толщинами составляет 390 м или 3-4 ячейки геологической модели. Исходя из анализа карт плотностей геологических и подвижных запасов нефти, на объекте имеются участки с повышенной плотностью запасов нефти, где возможно уплотнение фонда скважин. Расстояние между скважинами на данных участках после уплотнения составит  около 200 м или 1-2 ячейки геологической модели, что является неприемлемым для гидродинамического моделирования.

При этом расчеты на основе фильтрационной модели пластовых процессов и показателей разработки необходимо проводить при экономически допустимых затратах машинного времени, что достигается путем упрощения геометрического строения, осуществляемого при переходе от геологической модели к фильтрационной [3,4].

Ввиду вышесказанного исходная геологическая модель Центральной залежи пласта ТР была ремасштабирована с шагом сетки по горизонтали 50*50 м, а шаг по оси Z был увеличен до 5 м. Таким образом  ремасштабированная геологическая модель состоит из 229 слоев и 64 млн. ячеек (табл. 1). При этом была сохранена детальность построения геологических моделей, что подтверждается схожестью послойного геолого-статистического разреза песчанистости (ГСР) детальной и ремасштабированной модели (рис. 1).

Таблица 1 – Сравнение исходной и ремасштабированной моделей Центральной залежи пласта ТР

Модель	Количество ячеек, шт
	по оси X	по оси Y	по оси Z	общее
Исходная	337	209	1145	80645785
Ремасштаби-рованная	674	418	229	64516228

Рис. 1 –  Геолого-статистический разрез Центральной залежи пласта ТР

Выводы:

• Ремасштабирование цифровых геологических моделей залежей доюрского комплекса для целей гидродинамического моделирования является эффективным и допустимым способом сокращения затрат машинного времени расчетов в условиях высокой плотности размещения скважин и больших значений эффективных толщин.
• Послойный геолого-статистический разрез (ГСР) параметра песчанистости является эффективным способом проверки достоверности ремасштабирования геологической модели.
• При ремасштабировании моделей залежей доюрского комплекса возможно сохранение достоверной картины строения залежи и фильтрации насыщающих ее флюидов. Результаты адаптации фильтрационной модели пласта ТР показывают хорошую сходимость по скважинам и позволяют использовать полученную модель для прогноза технологических показателей разработки на перспективу.

Автор выражает благодарность Биктагирову А.Ф и Алымовой Т.И. за помощь в подготовке материалов для написания статьи.

Список литературы / References

1. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии. – М.: Недра. – 1983. – 189 с.
2. Глебов А.Ф. Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара: от сейсмики до геофлюидодинамики. – М.: Научный мир – 2006. – 344 с.
3. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00 – М.: Минтопэнерго, 2000. – 130 с.
4. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: приказ МПР РФ от 21.03.2007 №61// - 2007. - №61. – 24 с.

Список литературы на английском языке / References in English

1. Dement'ev L.F. Matematicheskie metody i JeVM v neftegazovoj geologii [Mathematical methods and computers in oil and gas geology] – M.: Nedra [Bowels of the earth] – 1983. – P. 189.
2. Glebov A.F. Geologo-matematicheskoe modelirovanie neftjanogo rezervuara: ot sejsmiki do geofljuidodinamiki [Geological and mathematical modeling of the oil reservoir: from seismic to geo-fluid dynamics] – M.: Nauchnyj mir [The scientific world] – 2006. – P. 344.
3. Reglament po sozdaniju postojanno dejstvujushhih geologo-tehnologicheskih modelej neftjanyh i gazoneftjanyh mestorozhdenij [Regulation on the creation of permanent geological and technological models of oil and gas-oil fields]. RD 153-39.0-047-00 – M.: Mintopjenergo, 2000. – P. 130.
4. Metodicheskie rekomendacii po proektirovaniju razrabotki neftjanyh i gazoneftjanyh mestorozhdenij [Methodological recommendations on the design of the development of oil and gas-oil fields]: prikaz MPR RF ot 21.03.2007 №61// - 2007. - №61. – P. 24.