Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор современных методов и технологий построения геолого-технологических моделей по геофизическим и промысловым данным 8
Глава 2. Геолого-физическая характеристика пласта БС Майского месторождения 23
2.1. Общая характеристика геологического строения Майского месторождения 23
2.2. Анализ осадконакопления пластов Майского месторождения 27
2.3. Характеристика нефтеносности и геологического строения залежей нефти 34
2.4. Физико-гидродинамическая характеристика целевых пластов Майского месторождения 38
2.5. Характеристика свойств коллекторов по данным ГИС 46
Глава 3. Методы построения геолого-гидродинамических моделей Майского месторождения для оптимизации разработки 52
3.1. Методика построения геолого-гидродинамической модели пластов БСц-12 Майского месторождения 52
3.2. Обоснование методики построения секторной геолого-гидродинамической модели пласта БСц 79
3.3. Методика построения секторной геолого-гидродинамической модели залежи пласта БСц Майского месторождения для планирования бурения горизонтальных скважин 87
Глава 4. Методика выбора вариантов разработки пласта БСц Майского месторождения 99
4.1. Общий анализ разработки целевых пластов Майского месторождения 99
4.2. Анализ неопределенностей на основе секторной геолого-гидродинамической модели 102
4.3. Аналитический метод расчета продуктивности горизонтальных скважин 107
Заключение 111
Список литературы 112
Список опубликованных работ по теме диссертации 118
- Обзор современных методов и технологий построения геолого-технологических моделей по геофизическим и промысловым данным
- Характеристика свойств коллекторов по данным ГИС
- Обоснование методики построения секторной геолого-гидродинамической модели пласта БСц
- Аналитический метод расчета продуктивности горизонтальных скважин
Введение к работе
Актуальность проблемы
Для большинства месторождений Западно-Сибирской НГП, характеризующихся высокой степенью изученности, актуальной задачей является всесторонний интегрированный анализ геолого-геофизической и промысловой информации с использованием современных технологий. Главным результатом такого анализа являются достоверные геолого-технологические модели, на основе которых можно принимать решения по дальнейшему изучению и оптимизации разработки залежей углеводородов. Следует отметить, что геолого-технологическая модель является центральным объектом, на основании которого ведется разработка месторождений. Эта модель должна быть основана на всем доступном объеме информации (сейсмические исследования, ГИС, промысловые исследования, история добычи), согласованной между собой и непротиворечивой.
В настоящее время основными задачами геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для большинства месторождений нефти Западно-Сибирской НГП являются:
1. прогнозирование зон остаточных извлекаемых запасов с целью
повышения коэффициента извлечения нефти;
рекомендации на проведение геолого-технических мероприятий (МУН, ЗБС) на длительно разрабатываемых месторождениях;
определение перспектив промышленной эксплуатации новых залежей, приуроченных к небольшим структурам и расположенных вблизи крупных месторождений с развитой инфраструктурой;
4. построение детальных цифровых геолого-технологических моделей
залежей углеводородов для достоверного прогноза технологических
показателей разработки.
Таким образом, актуальность проблемы диссертационной работы определяется производственной необходимостью в повышении достоверности геолого-технологических моделей залежей нефти и газа на основе комплекса методических приемов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования. В данной работе рассмотрен комплекс методов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования для оптимизации разработки залежей УВ на примере Майского месторождения, расположенного в Среднем Приобье в зоне сочленения Сургутского свода и Юганской впадины.
Цель работы - разработка методических приемов геолого-геофизического и гидродинамического моделирования с целью анализа и оптимизации разработки залежей углеводородов
Основные задачи исследований
Анализ геолого-геофизической и промысловой информации с целью выработки оптимальных методов построения геолого-гидродинамической модели Майского месторождения (Западно-Сибирская НГП).
Построение достоверной полномасштабной цифровой геолого-гидродинамической модели. Разработка методики построения секторной модели отдельной залежи Майского месторождения.
Анализ разработки пласта БСц на основе построенных геолого-гидродинамических моделей. Определение целесообразности разработки залежи в районе скважины 4047р. Проведение прогнозных расчетов и разработка рекомендаций по оптимизации разработки залежей (бурение горизонтальных скважин).
Объект исследований - геолого-гидродинамические модели залежей УВ, основанные на комплексе геолого-геофизической и промысловой информации и предназначенные для принятия решений по оптимизации разработки.
Методы и средства решения задач диссертационной работы
Все построения и расчеты, приведенные в диссертационной работе, выполнены согласно действующим отраслевым регламентным документам. Для решения задач диссертационной работы автором использовались программные пакеты геологического и гидродинамического моделирования Petrel 2009 и Eclipse 2009 компании Schlumberger, а также программный пакет «Геология и Добыча» (разработка ООО «РН-УфаНИПИнефть»).
Научная новизна
1. По результатам интерпретации данных ГИС и комплексных
исследований керна создана петрофизическая основа для построения геолого-
гидродинамических моделей пласта БСц Майского месторождения.
Построена полномасштабная трехмерная геолого-гидродинамическая модель пластов БСц.і2 Майского месторождения.
Обоснована методика построения геолого-гидродинамических моделей на основе детального выделения литотипов и петрофизических зависимостей от эффективной пористости (на примере секторной модели отдельной залежи)
4. Показана эффективность использования построенных моделей для
анализа и оптимизации разработки залежей и проектирования горизонтальных
скважин
Основные защищаемые положения
В диссертационной работе защищаются следующие положения:
По результатам детального анализа геолого-геофизической и промысловой информации о целевых отложениях Майского месторождения (Западно-Сибирская НГП) создана информационная база, обеспечивающая разработку методики построения геолого-гидродинамических моделей.
Разработанная методика построения геолого-гидродинамических моделей, включающая детальное выделение литотипов и анализ петрофизических зависимостей от коэффициента эффективной пористости, позволяет уточнить геологическое строение месторождения и провести прогноз технологических показателей добычи.
Созданная методика расчета прогнозных показателей добычи, основанная на геолого-гидродинамических моделях и аналитических методах расчета продуктивности, позволяет сформулировать рекомендации по оптимизации разработки залежей углеводородов и проведению дальнейших исследований.
Практическая ценность. Созданные методики построения моделей обеспечили формулировку рекомендаций, которые были переданы в Департамент разработки месторождений ОАО «НК «Роснефть» и ОАО «РН-Юганскнефтегаз» для дальнейшего планирования бурения эксплуатационных скважин. Результаты расчетов по секторной модели (район скважины 4047р) послужили основанием для бурения горизонтальных скважин, технологические показатели работы которых подтвердили корректность созданных геолого-гидродинамических моделей и рекомендаций автора.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на V-ой Межвузовской научной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Молодые - наукам о Земле» (23-25 марта 2010 г.), 4-ой Международной геолого-геофизической конференции и выставке «Санкт-Петербург - 2010. К новым открытиям через интеграцию геонаук» (5-8 апреля 2010 г.), Ш-й научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (г.Уфа, 13-15 апреля 2010 г.). Всего по теме работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе две в рецензируемых журналах из перечня ВАК.
Личный вклад. В основу диссертации положены исследования и работы, выполненные лично автором и при его непосредственном участии за период 2009 - 2012 гг. на кафедре геофизики РГГРУ им. С.Орджоникидзе.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав и заключения. Текст изложен на 118 страницах, включая 42 рисунка, 12 таблиц и список литературы из 85 наименований.
Благодарности.
Автор выражает благодарность научному руководителю д.ф.-м.н. профессору Никитину А. А., начальнику Управления Геологического Моделирования Месторождений КНТЦ ОАО «НК «Роснефть» Бирун Е.М. и д.т.н. Давыдовой Е.А. за помощь и поддержку при выполнении работы. Также автор выражает признательность к.т.н. Мамедову Т.М., к.г.-м.н. Гончарову А.В., Гавриловой Е.В., Ставинскому П.В., Федчуку В.В., Лисуновой О.В., Меркушкиной Ю.В., Савичеву К.С, Сальниковой Н.В., Сидоркиной Е.А. за консультации и ценные советы при обсуждении результатов исследований и написании диссертации.
Обзор современных методов и технологий построения геолого-технологических моделей по геофизическим и промысловым данным
В настоящей главе введены основные определения, используемые в диссертационной работе, и рассмотрены существующие различные подходы к изучению неоднородности продуктивных отложений и основные методы построения геолого технологических моделей месторождений углеводородов по геологическим, геофизическим и промысловым данным. Также приводится краткая характеристика существующего программного обеспечения геолого-геофизического и гидродинамического моделирования.
Под постоянно-действующей геолого-технологической моделью (ПДГТМ) понимается объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта (двух- и трехмерных сеток), позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения [45, 57].
Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой технологии, представляют совокупность:
1. цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;
2. цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);
3. двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных гидродинамических моделей процессов разработки;
4. базы знаний и экспертных систем, используемых при принятии решений по управлению процессом разработки.
Под цифровой трехмерной геологической моделью месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек [7, 57], характеризующих:
- пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;
- пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);
- пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений; » идентификаторы циклов, объектов, границ (пластов, пачек, пропластков);
- средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;
- пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;
- пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).
Возможно также представление модели в виде набора объемных функций, позволяющих получать цифровые сетки указанных выше параметров.
Под цифровой гидродинамической моделью понимают совокупность представления объекта в виде трехмерной сетки ячеек [57], каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнителъно включая:
- фильтрационные параметры - относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;
- массив данных по скважинам, который содержит - интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ, РИР, ГРП, результатах испытаний, обустройстве месторождения. Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.
Программный комплекс построения гидродинамических моделей должен осуществлятъ численное решение уравнений сохранения и филътрации фаз или компонентов, анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей, выбор мероприятий по регулированию процесса разработки, редактирование модели при внесении новых данных [32, 57]. Гидродинамическая модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация гидродинамической модели к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.
Под адаптацией модели понимается коррекция определенных параметров модели на основе согласования результатов расчетов, когда технологические показатели предшествующего периода разработки, полученные на модели, согласуются с фактической динамикой добычи нефти, закачки агентов, пластовых и забойных давлений, обводненности продукции скважин и газовых факторов [32, 57].
Модель, используемая для прогноза коэффициента нефтеизвлечения и технологических показателей, идентифицируется с реальными параметрами пласта. По истории разработки пласта, его части или первоочередного участка уточняется первоначально принятая геологическая модель и параметры гидродинамической модели в результате следующих действий;
- уточнения фильтрационных и емкостных параметров объекта;
- уточнения функций относительных (модифицированных) фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды;
- уточнения энергетической характеристики объекта, в частности, степени активности газовой шапки, законтурной и подошвенной зон продуктивного пласта;
- оценки выработки запасов нефти на отдельных участках пластов, потерь нефти и конденсата в газовой шапке, выявления зон повышенной и пониженной нефтенасыщенности;
- уточнения геометрических характеристик залежей, проводимости разломов, параметров трещиноватости и т.д.
Под технологией построения ПДГТМ понимается отработанная последовательность выполнения этапов работ по построению модели и их взаимная согласованность, основанная на имеющихся программных и технических средствах, научном и производственном опыте исполнителей, соответствующая требованиям руководящих документов по проектированию разработки месторождений [46, 57].
Во многих современных системах применяются сейсмические способы прогноза параметров геологического разреза карбонатных и терригенных отложений на основе использования амплитуд сейсмической записи - «яркое пятно», AVO; псевдоакустических скоростей - ПАК, VELOG, РЕАМ; псевдоакустических жесткостей - ПАЕМ и ПАРМ-коллектор; эффективных коэффициентов отражения - ЭКО-РЕАПАК, ЭПМ; ПРОНИ-фильтрации; эффектов поглощения отраженных волн и дисперсии скоростей - ПДС; фокусирующих преобразований. Широко известны также программно-методические комплексы использующие амплитудно-энергетические и скоростные параметры, а также форму сейсмической записи в сочетании с геологической информацией - ИНТЕРСЕЙС, КИНЕ, ЗАЛЕЖЬ, ПРИПЯТЬ, спектрально-временной анализ (СВАН) и способ псевдолитологического каротажа (ПЛК) [2, 3, 10, И, 16, 26, 30, 37, 40, 41, 43, 51, 52, 54, 56, 63, 67, 71].
Изучение емкостных свойств коллекторов основано на известных теоретических результатах о зависимости скорости распространения продольных и поперечных волн от пористости горных пород, а также многочисленных данных петрофизического изучения керна и сейсмического моделирования, подтверждающих экспериментально существование этого теоретически обоснованного факта. Широкое распространение на практике получило уравнение среднего времени с помощью которого производится определение пористости по данным акустического каротажа (АК) и сейсмического моделирования.
Использование перечисленных подходов позволяет прогнозировать емкостные свойства коллекторов либо на качественном уровне, т.е. для определения планового местоположения коллекторов на фоне вмещающих отложений или коллекторов с улучщенными емкостными свойствами, либо рассчитывается некоторое среднее значение пористости на основе экспериментально устанавливаемых связей между акустическими скоростями (жесткостями) и пористостью коллекторов.
Характеристика свойств коллекторов по данным ГИС
Геофизическими исследованиями охвачен весь фонд скважин, что позволяет проследить характер изменения коллекторских свойств, как по разрезу, так и по площади продуктивных пластов.
Выделение и промышленная оценка коллекторов является основной задачей геофизических исследований скважин (ГИС) и решается наиболее успешно по данным комплексной интерпретации ГИС по алгоритмам, настроенным но результатам исследований керна и испытаний скважин [14, 30, 42].
Для герригенного разреза Западной Сибири, где пористость и проницаемость зависит от глинистости, для выделения коллекторов нашел широкое применение метод собственной поляризации [14]. Как правило терригенные породы с глинистым цементом являются коллекторами, если снимаемая против них величина отрицательной амплитуды ПС (при РФ РЛ превышает некоторое критическое значение, определяющее границу "коллектор неколлектор". Для решения этого вопроса для пластов группы БС было принято сопоставление удельного коэффициента продуктивности и геофизического параметра аис относительной величины потенциала собственной поляризации. Связь этих параметров носит статистический характер и позволяет разделить породы на коллекторы и неколлекторы [34].
Сопоставление апс = f(t]) по скважинам, в которых были проведены гидродинамические исследования (рис.13), а так же используя информацию по соседним месторождениям (для однотипных коллекторов), за предел коллектора для пластов группы БС можно принять величину аис = 0.4, т.е. все выделенные по ГИС проницаемые интервалы с апс = 0.4 являются коллекторами промышленного значения.
На рис.14 приведены гистограммы распределения параметра а нефтенасыщенных мощностей отделяющих нефть и нефть с водой в продуктивных пластах Майского месторождения. Из графиков следует, что подавляющий объем мощностей характеризуется аш. 0.6. Интервалов с коэффициентов ат близким к критическому апс = 0.4 - 0.45 в пласте БСц встречено 0.95 %, а в пласте БС)2 - 2.09% от общей мощности пласта. Это свидетельствует о том, что пород с граничным значением «коллектор-неколлектор» очень мало и поэтому эффективные мощности выделены без ошибок. Средневзвешенные значения аис для коллекторов БСц и БСіг соответственно равны 0,86 и 0,74, что указывает иа меньший объем глинистых коллекторов в пласте БСи по сравнению с пластом БС2.
Продуктивные отложения большинства месторождений Среднеобского района Западной Сибири представляют собой песчано-глинистые формирования, которые по структуре пород морфологии продуктивных толщин и минерализации пластовых вод благоприятствуют применению метода потенциала собственной поляризации. Основой определения Кп по диаграммам метода собственной поляризации является корреляционная связь относительной амплитуды аас и Кя, определенного по керну [14, 25, 31]. Для пластов БСц и БС,2 опорный пласт принимался в интервале пластов группы БС с наибольшей амплитудой аномалии ПС. По полученным выборкам проведено сопоставление ат и Кл (рис.15) Для исключения влияния ограниченной мощности на характер зависимости Кп = f(anc) при расчете уравнения регрессии из массива были изъяты пластопересечения мощностью менее 2 м, не учитывались также пластопересечения охарактеризованные единичным образом керна. По сформированному массиву данных получена зависимость Кп = f(or//r), описанная следующим уравнением регрессии:
Для определения коэффициента проницаемости использованы петрофизические зависимости между коэффициентами проницаемости Кпр и открытой пористости К т\ основанные на данных исследований коллекторских свойств на образцах керна эксплуатационных и разведочных скважин Майского месторождения. Проницаемость определялась и другими методами: по исследованиям керна и по данным эксплуатации. Данные определения проницаемости по значениям дебитов скважин использовались для контроля проницаемости пропластков, определенных по ГИС.
На рис.16 приведены средние значения проницаемости по отдельным объектам разработки, определенные различными методами. Средние значения проницаемости пластов БСц и БСі2 достаточно близки между собой (за исключением Кпр по данным керна пласта БСп), поэтому для выделения расчетных зон при моделировании разработки месторождения рекомендуется использовать проницаемость по данным разработки (дебитов). Принятые для моделирования значения проницаемости составляют 1241"3 (пласт БСЦ) И 6910"3 (пласт БСп) мкм . Таким образом, при обосновании проницаемости использовался весь комплекс проведенных на месторождении исследований. Их взаимные проверка, уточнение и корректировка позволили более обоснованно определить такую важнейшую фильтрационную характеристику пласта, как проницаемость.
Обоснование методики построения секторной геолого-гидродинамической модели пласта БСц
Для обоснования бурения горизонтальных скважин на малой залежи Майского месторождения (район скважины №4047р) разработана методика, обеспечивающая повышение достоверности геолого-гидродинамической модели. Ниже приведены основные теоретические предпосылки, на которых базируется данная методика.
Концепция эффективного норового пространства. Современное геолого-гидродинамическое моделирование месторождений нефти и газа основано на подходе к фильтрационным процессам в пласте, базирующемся на параметре открытой пористости, при котором расчет коэффициентов флюидонасыщения производится в зависимости от коэффициента открытой пористости. Согласно этому подходу, интерпретация результатов геофизических исследований скважин, как правило, осуществляется на корреляционных петрофизических зависимостях от коэффициента открытой пористости [12, 13, 22, 31, 36, 81].
Основным недостатком использования петрофизических зависимостей от параметра открытой пористости является искажение реальных фильтрационных процессов в пласте, которые всегда протекают в эффективном поровом пространстве или статически полезной емкости коллектора, характеризующей объем пор и пустот, занятых нефтью, газом или подвижной водой [29].
В современной теории разработки месторождений нефти и газа основополагающими являются дифференциальные уравнения 3D многофазной (газ, нефть, вода) фильтрации, предложенные в 1936 г. М.Маскетом и М.Мересом [1]. Они обобщены на случай многокомпонентной, неизотермической фильтрации [38], а также применительно к карбонатным коллекторам. Базисными коэффициентами в уравнениях Маскета-Мереса являются коэффициенты абсолютной (по газу) проницаемости и открытой пористости. Соответствующий подход к фильтрационным процессам обозначен в качестве концепции абсолютного норового пространства, которая во многом предопределила развитие методологии смежных научных дисциплин. Речь идет о физике пласта, петрофизике, интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС), гидродинамических исследований скважин (ГДИС), о методологии построения 3D геологических и 3D гидродинамических моделей продуктивных пластов и подсчета запасов нефти и газа [21, 22]. Эта концепция оказала влияние на теорию и практику разработки месторождений нефти и газа. Важнейшими замыкающими соотношениями в 3D гидродинамической модели любого пласта являются функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) для нефти, газа, конденсата, воды. При этом известно следующее.
- В исходной 3D геологической модели фильтрационные параметры задаются массивом абсолютных значений коэффициента проницаемости.
- Система дифференциальных уравнений 3D трехфазной фильтрации рещается в предположении использования в качестве базисных коэффициентов абсолютной проницаемости и открытой пористости.
- Фазовые проницаемости должны нормироваться по абсолютной проницаемости кернов (т.е. по газу). Традиционно нормировка осуществляется по фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности. Более того, в отдельных случаях нормировка ОФП для нефти производится указанным образом, а для воды - по фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности. В обоих случаях такая некорректность приводит к кратному завышению ординат функций ОФП, что соответственно предопределяет значительную погрешность прогнозных расчетов [20].
В стандартной практике адаптации 3D гидродинамичееких моделей к фактическим данным эксплуатации скважин широко используется коррекция функций ОФП, которая предусматривает изменение левой и правой граничных точек функций ОФП, а также масштабирование ординаты функций ОФП.
В рамках наетоящей работы приняты следующие требования к функциям относительных фазовых проницаемостей (ФОФП), которые согласуются с концепцией эффективного норового пространства:
- ФОФП для нефти начинается от оси ординат и ее наибольшая величина равняется единице.
- ФОФП для воды изменяется от начала координат.
При следовании принципам эффективного норового пространства в качестве базовых коэффициентов выступают коэффициенты эффективной проницаемости и эффективной пористости [50]. Под коэффициентом эффективной пористости понимается та часть норового пространства коллектора, которая не занята остаточной (связанной) водой, т.е. Kf=Kn(l-Keo). Под коэффициентом эффективной проницаемости понимается проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности.
При геолого-гидродинамическом моделировании вводятся, так называемые, неколлектора с нулевыми значениями коэффициентов пористости и проницаемости [47, 50, 53]. Несмотря на то, что неколлектора обладают проницаемостью, хотя и малой по величине, в 30 моделях они задаются как непроницаемые, т.е. исключаются какие-либо течения вдоль вертикальной координаты [83]. По определению, запасы флюидов и процессы фильтрации в них отсутствуют, однако практически все области залежей нефти и газа являются гидродинамически связанными даже при наличии в них слабопроницаемых прослоев [28, 50, 68].
При задании нулевой проницаемости неколлекторов не удается осуществить приемлемую адаптацию 3D гидродинамических моделей пластов к фактическим данным эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин [22], т.к. при каждой итерации приходится оперировать с искажёнными расчетными показателями эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.
В связи с этим возникает задача детального учета литологических особенностей нефтегазовых резервуаров в трехмерных моделях и задания их фильтрационно-емкостных свойств. В следующем разделе данной главы представлен сравнительный анализ двух вариантов модели литологии малой залежи Майского месторождения и продемонстрировано влияние учета плотных песчаников на качество адаптации гидродинамической модели.
Объектное моделирование дискретной литологии. При изучении слабо изученных бурением участков месторождений и отдельных залежей актуальной задачей является построение моделей этих участков на основе информации по разбуренным частям месторождения. Для этого необходимо выбрать эталонный участок, геологическое строение которого наилучшим образом сопоставимо со строением исследуемого объекта. Одним из способов построения модели литологии при данной постановке задачи является объектное моделирование.
Объектные модели позволяют отображать фации, принадлежащие к неосложненным геологическим типам с реалистичной непрямолинейной выдержанностью, не поддающиеся пиксельному моделированию [75]. С геологической точки зрения коллекторы удобно рассматривать в хроностратиграфической перспективе. При этом морфология осадочного материала рассматривается с позиций его иерархической классификации. Слагающие коллектор фации разделяют на сиквенсы, парасиквенсы, пачки, слои и т.д. Так, например, неоднородности во флювиальной обстановке описываются в терминах стратиграфических пластов коллектора, русловых комплексов, русел, прирусловых валов и конусов прорыва прирусловых валов с использованием дополнительных элементов меньщего масщтаба. Здесь мы рассмотрим моделирование таких генетических иерархий неоднородностей путем последовательного преобразования координат, с использованием геометрических объектов, представительных в отношении фациальных комплексов. Следующим шагом является построение моделей пористости и проницаемости в соответствующем масштабе и в системах координат, согласованных с направлением выдержанности осадконакопления.
Аналитический метод расчета продуктивности горизонтальных скважин
Для обоснования бурения горизонтальных скважин для разработки залежи в районе скважины 4047р пласта БС,, использовался метод Джоши-Экономидеса [15, 77, 79]. Общие предпосылки использования горизонтальных скважин для разработки данной залежи определяются двумя факторами: небольшая эффективная толщина коллектора при значительной однородности и хорошая вертикальная проницаемость.
Приведем основные допущения, используемые для расчета продуктивности по формуле Джоши-Экономидеса.
Горизонтальная скважина пересекает пласт с определенной вертикальной и горизонтальной проницаемостью, образуя область дренирования в форме эллипсоида (рис.40) Параметры эллипсоида связаны с длиной ствола горизонтальной скважины. Важным параметром является анизотропия вертикальной и горизонтальной проницаемости [34]. Чем больше вертикальная проницаемость коллектора, тем больше ожидаемая продуктивность горизонтальной скважины. Низкие значения вертикальной проницаемости могут привести к низкому эффекту использования горизонтальной скважины. Определение значений проницаемости проводится по результатам бурения пилотного ствола. Важным является также установление тензора напряжения в пласте [19], который обычно соответствует направлениям максимальной и минимальной проницаемости. Таким образом, для получения наибольшего эффекта горизонтальная скважина должна быть пробурена параллельно вектору минимальной проницаемости.
Расчеты для планируемых горизонтальных скважин были проведены по показателям продуктивности (по формуле Джоши-Экономидеса) и динамики пластового давления (рис.41 и 42). Как следует из расчетов по обоим показателям отмечается критическая неопределенность параметров, что определяет необходимость проведения дополнительных исследований распределения пластового давления и активности подстилающей воды. Представленные расчеты хорошо согласуются с прогнозом, получеиньм на основе геолого-гидродинамического моделирования.
Таким образом, на основе созданных геолого-гидродинамических моделей и по результатам аналитического расчета продуктивности по методике Джоши-Экономидеса для залежи в районе скважины №4047р рекомендовано:
- бурение двух горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола 500 м по траектории, определенной по результатам бурения пилотного ствола;
- проведение дополнительных исследований с целью уточнения пластового давления и активности аквифера.
Эти рекомендации полностью соответствуют общей стратегии разработки месторождения, уточненной по результатам создания полномасштабной геолого-гидродинамической модели.
