Содержание к диссертации
Введение
1. Теоретические основы создания геологических моделей с целью подсчёта запасов 13
1.1. Обоснование ВНК как основа структурной модели и модели 13
насыщенности залежи 13
1.1.1. Общие представления о межфлюидных контактах 13
1.1.2. Причины неровного положения ВНК 16
1.1.3. Обзор и анализ существующих методик определения и обоснования ВНК 19
1.2. Основы капиллярно-гравитационной концепции 28
1.2.1. Основные принципы капиллярных явлений 29
1.2.2. Понятие и строение переходной зоны 31
1.2.3. Применение принципов капиллярно-гравитационной концепции при анализе строения нефтяных залежей 36
1.3. Основы моделирования насыщенности залежей 42
1.3.1. Современные представления о строении насыщенности залежей 42
1.3.2. Методические приемы моделирования насыщенности залежей с учетом переходной зоны 44
1.4. Основы теории стадийности процессов нефтегазообразования и анализа нефтегазоносных систем 47
2. Методические приемы создания геологических моделей 56
2.1. Создание двумерных геологических моделей с целью подсчета запасов 56
2.1.1. Создание структурной модели 59
2.1.2. Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин 61
2.1.3. Построение карт петрофизических параметров 62
2.1.4. Подсчет запасов 64
2.2. Создание трёхмерных геологических моделей с целью подсчета запасов и гидродинамического моделирования 68
2.2.1. Создание структурной модели месторождения 69
2.2.2. Построение фациальной модели 71
2.2.3. Построение модели ёмкостных и фильтрационных свойств 73
2.2.4. Построение модели насыщенности 73
2.2.5.Подсчет запасов углеводородов 74
3. Основные закономерности положения ВНК месторождений Нижневартовского района 78
3.1. Основные черты геологического строения Нижневартовского района 78
3.1.1. Географо-экономическая характеристика района 79
3.1.2. Литолого-стратиграфическая характеристика района 82
3.1.2. Тектоника 87
3.1.3. Нефтегазоносность 89
3.2. Геологические модели нефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Кошильского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений 92
3.2.1. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ]2 Пермяковского месторождения 92
3.2.2. Геологическая модель нефтяной залежи пласта ЮВ/ Кошильского месторождения 109
17 12
3.2.3 Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВ, БВ9 , БВю и БВП Гун-Еганского месторождения 115
3.2.4. Геологическая модель нефтяных залежей пластов БВю и БВ102 Никольского месторождения 127
3.2.5. Геологическая модель нефтяных залежей пластов ЮВЬ
1 7
ABi " -АВ4.5 Самотлорского месторождения 131
3.3. Основные закономерности и особенности положения ВНК залежей представленных моделей 146
4. Методические приемы моделирования насыщенности при создании геологических моделей 149
4.1.Методические приёмы и недостатки моделирования насыщенности прошлых лет 149
4.1.1. Модель насыщенности пласта ЮВі Пермяковского месторождения 150
4.1.2. Модель насыщенности пласта ЮВ]2 Кошильского месторождения 153
4.2. Современные приёмы моделирования насыщенности с учетом переходной зоны 157
4.2.1. Модель насыщенности пластов БВ91-2, БВ93, БВю1"2, БВп Гун-Еганского месторождения 158
4.2.2. Модель насыщенности пластов БВю1 и БВю2 Никольского месторождения 164
4.2.3. Модель насыщенности пластов ABi1"2- АВ4-5 и ЮВ! Самотлорского месторождения 169
5. Подсчет запасов нефти на основе 2Д и ЗД моделей 182
5.1. Подсчет запасов нефти на основе 2Д моделей 182
5.2. Подсчет запасов нефти на основе ЗД моделей 188
5.3. Сопоставление запасов, рассчитанных по 2Д и ЗД моделям 190
Заключение 195
Литература
- Причины неровного положения ВНК
- Построение карт петрофизических параметров
- Литолого-стратиграфическая характеристика района
- Модель насыщенности пласта ЮВі Пермяковского месторождения
Введение к работе
Актуальность темы
В последние годы геологам и разработчикам все чаще приходиться исследовать сложнопостроенные залежи нефти и газа, связанные с породами, которые характеризуются неоднородными коллекторскими свойствами.
По свидетельству Ф.З. Хафизова [81] в Западной Сибири за счет неверного определения контура залежи возникает до 47 % ошибок при подсчете запасов углеводородов. Часто несоответствие контура нефтегазоносности структуре пласта наблюдается у залежей, приуроченных к антиклинальным структурам, которые испытали активные неотектонические преобразования. Вероятно, для повышения точности разведки и подсчета запасов сложно построеннных залежей нефти и газа необходимо привлечение и рассмотрение данных о дополнительных факторах, участвующих в процессах нефтегазонакопления, которые в настоящее время практически не учитываются.
Очевидно, что в основе решения этих задач лежит геологическая модель, геологические запасы углеводородов и особенности их размещения в природных резервуарах. Геологические модели могут быть использованы также для определения остаточных запасов, что позволяет уточнить систему разработки залежей, наиболее оптимально произвести расстановку добывающих и нагнетательных скважин, учесть и снизить негативное влияние неоднородностей пласта на нефтеотдачу.
Создание постоянно-действующих геолого-технологических моделей месторождений - это новая важная и актуальная задача, которая экономит время и деньги на бурении пустых и нерентабельных скважин, а также требует разработки новых методических приемов компьютерного моделирования месторождений. Активное внедрение компьютерных технологий в последние годы обусловило появление новых задач, связанных с проблемой подсчета геологических запасов на основе двумерного и трёхмерного геологического моделирования.
В связи с активным развитием трехмерного геологического моделирования нефтегазовых месторождений происходит постоянный пересмотр с современных позиций практического решения проблемы определения водонефтяного контакта
(ВНК), обоснования его по площади залежи и моделирования нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, которая теоретически геологами и гидродинамиками давно решена. Объяснить причины сложного положения ВНК невозможно без анализа нефтегазоносной системы в целом и восстановления истории развития месторождения на основе стадийности процессов нефтегазообразования. До сих пор существуют неоднозначности в толковании таких понятий как положение ВНК, уровень зеркала чистой воды (ЗЧВ) и модель строения насыщенности залежи. Поэтому изучение положения ВНК и выявление его закономерностей в процессе создания геологических моделей сложно построенных залежей, а также моделирование нефтеводонасыщенности с учетом переходной зоны, оказывающих существенное влияние на подсчет запасов, является актуальным.
Объект исследований - геометризация нефтяных залежей месторождений Нижневартовского района на основе особенностей положения ВНК и распределение нефтеводонасыщенности в переходных зонах залежей для уточнения запасов.
Вопросам геологического моделирования сложно построенных залежей УВ посвящены исследования Ф.З. Хафизова, Т.Ф. Дьяконовой, СИ. Билибина, A.M. Дубиной, Т.Г. Исаковой, Е.А. Юкановой, И.С. Закирова, Ю.А. Тренина и многих других [3, 4, 5, 9, 17, 20, 21, 33, 34, 62, 64, 74]. Этими работами заложен фундамент существующих представлений о трёхмерном геологическом моделировании, разработаны методические приемы моделирования залежей УВ. Однако многие теоретические и практические вопросы этого научного направления разработаны недостаточно полно.
Изучением вопросов обоснования ВНК и моделирования насыщенности в разные годы занимались Д.В. Дженнингс, С.Д. Пирсон, Ф.А. Гришин, Ф.З. Хафизов, В.И. Шпильман, В.Г. Каналин, Ю.А. Тренин, В.И. Петерсилье и многие другие исследователи [12, 14, 16, 32, 38, 42, 45, 55, 71, 76, 84, 74]. Несмотря на то, что теоретически эти вопросы давно решены, с практической точки зрения они остаются дискуссионными и в настоящее время.
Предмет исследований - закономерности положения водонефтяного контакта и строение переходной зоны нефтяных залежей.
Цель работы - выявление закономерностей положения ВНК и математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов с учетом переходных зон для повышения точности подсчёта запасов и эффективности разведки нефтяных залежей.
Основные задачи исследований:
Обобщение, анализ и уточнение методических приемов обоснования ВНК при создании геологических моделей.
Выявление закономерностей положения ВНК на месторождениях ЗС на основе стадийности процессов нефтегазообразования.
Создание хмоделей переходных зон Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского месторождений.
Разработка методических приемов моделирования насыщенности с учетом переходных зон при создании трехмерных (ЗД) геологических моделей.
Оценка высоты переходных зон в процессе моделирования насыщенности.
Оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных (2Д) моделей.
Идея работы заключается в использовании стадийности процессов
нефтегазообразования при геометризации нефтяных залежей и математического
моделирования нефтеводонасыщенности пластов для более точного подсчёта
запасов.
Фактический материал и методы исследований
Диссертация является результатом многолетних исследований, проводимых автором в производственных и научно-исследовательских организациях г. Тюмени (ОАО «Тюменнефтегеофизика», ОАО «СибНАЦ», ООО «Пурнефтегеофизика») и завершенных в 000 «Тюменский нефтяной научный центр».
Диссертация основана на обширном геолого-геофизическом материале, включающем результаты испытаний и гидродинамических исследований скважин, литологическое описание керна, описание шлифов, гранулометрический и минералогический анализы, результаты изучения коллекторских свойств керна, результаты анализов флюидов, материалы сейсморазведочных работ. Собрана геолого-геофизическая информация по Пермяковскому (270 скважин), Гун-Еганскому (300 скв.), Никольскому (50 скв.) месторождениям, а также
использованы материалы ООО «ТННЦ» по Кошильскому (360 скв.) и Самотлорскому месторождениям (18000 скв.).
Методы исследований включают: обобщение и анализ отечественного и зарубежного опыта; анализ результатов геофизических исследований скважин (ГИС), обработка которых выполнена на современных программно-технических комплексах (Солвер, Геопоиск); компьютерное моделирование на основе программных продуктов Geofreme и Petrel (компании Shlumberger), IRAP RMS (компании ROXAR); изучение нефтегазоносной системы на основе палеотектонического, палеогеографического и сейсмофациального анализов; восстановление истории формирования месторождений на основе стадийности процессов нефтегазообразования; анализ данных капилляриметрии.
Защищаемые научные положения:
1. Геометризация нефтяных залежей на основе закономерностей положения
ВНК существенно уточнила контуры залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского, Самотлорского (пласты группы «АВ») месторождений.
Математическое моделирование нефтеводонасыщенности пластов при создании трехмерных моделей следует проводить на основе моделей переходных зон и J-функции, которое реализовано на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.
На основе данных капилляриметрии и J-функции определена формула для расчёта высоты переходных зон и оценена ПЗ пластов группы «АВ» Самотлорского месторождения.
Наибольшая точность подсчета запасов достигается на основе карт линейных запасов, что подтверждает оценка погрешностей существующих способов подсчёта начальных геологических запасов на основе двумерных моделей. На основе трехмерных моделей следует оценивать запасы нефти в переходных зонах, которые подсчитаны на Гун-Еганском, Никольском и Самотлорском месторождениях.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается широким комплексом научных исследований, выполненных в результате многолетних работ по компьютерному моделированию нефтяных
месторождений; отчетливой сходимостью теоретических предпосылок с фактическими материалами, характеризующими геологическое строение нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (АВ] " , АВ]3, АВ23, АВ4.5) месторождений; положительными результатами внедрения разработанных рекомендаций на производственных предприятиях ЗС: ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».
Научная новизна работы:
Выявлены закономерности положения ВНК на месторождениях Нижневартовского района (Пермяковское, Кошильское, Гун-Еганское, Никольское, Самотлорское), объяснившие природу сложного строения нефтяных залежей. Зависимость между кровлей пласта и отметкой ВНК использована для построения прогнозных карт поверхностей ВНК.
Существенно уточнены 2Д и впервые созданы ЗД геологические модели нефтяных залежей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Самотлорского (ABi1-2, АВ13, АВ23, АВ4.5) месторождений, послужившие основой для технико-экономического обоснования (ТЭО) коэффициента извлечения нефти (КИН) и планирования разработки залежей.
Разработаны методические приемы построения ЗД моделей насыщенности на основе моделей ПЗ и J-функции.
Впервые на основе моделей ПЗ созданы ЗД модели насыщенности продуктивных пластов Никольского, Самотлорского (ABi1"2 - АВ4-5) и Гун-Еганского месторождений. Для пластов Самотлорского месторождения дополнительно рассчитан вариант на основе J-функции, определена высота ПЗ для каждого из пластов.
Оценена погрешность расчёта начальных геологических запасов на основе 2Д моделей Пермяковского, Гун-Еганского, Никольского и Кошильского месторождений, выполненных различными способами: путем расчёта средневзвешенных параметров и на основе карт линейных запасов.
Практическая значимость работы заключается в разработке 2Д и ЗД геологических моделей нефтяных и газонефтяных залежей продуктивных пластов Пермяковского, Гун-Еганского, Самотлорского и Никольского месторождений,
которые использовались для подсчета запасов нефти и растворенного газа, а также ТЭО КИН данных месторождений; выявленные закономерности положения ВНК учтены при планировании геологоразведочных работ в ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» и ОАО «ТНК-Нижневартовск».
Реализация результатов работы. Результаты работ по подсчету запасов одобрены Государственной комиссией по запасам Российской Федерации (ГКЗ РФ), геологические модели внедрены на производственных предприятиях ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Самотлорнефтегаз».
Апробация работы. Основные положения диссертации были доложены на научно-практических конференциях: «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции», Тюмень, 2004 г.; «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» Ханты-Мансийск, 2004 г, 2007 г.; на IX Международной конференции и выставке «Геомодель-2007», Геленджик, 2007 г.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК. В соавторстве с другими исследователями написано 5 статей.
Объем и содержание работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы (126 наименований). Работа изложена на 209 страницах, включающих 99 рисунков и 16 таблиц.
Благодарности
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору С.Г. Паняку за ценные замечания и рекомендации, постоянное внимание и консультационную поддержку при выполнении работы; своим коллегам и руководителям по многолетним исследованиям, проводимым в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» - М.А. Шаламову, Ю.А. Стовбуну, К.В. Светлову, А.А. Чусовитину, Е.О. Белякову, Р.К. Пичугину, М.А. Волкову, В.М. Теплоухову, А.Г. Кузнецову, Л.Х. Алимчановой, О.Н. Бобровой, А.В. Терентьеву, Д.С. Гордееву, И.А. Суходоеву, Е.В. Смирновой, Э.Б. Авраменко, а также другим сотрудникам организации.
Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах
Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, определенных Высшей аттестационной комиссией:
Грищенко, М.А. Современные подходы моделирования насыщенности при создании геологических моделей // Известия вузов. Нефть и газ. — Тюмень: ТГНГУ, 2008. - №3. - С. 4-Ю.
Грищенко, М.А. Закономерности положения водонефтяных контактов продуктивных пластов Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №6. - С. 35-41.
3. Грищенко, М.А. Современные подходы к моделированию
нефтенасыщенности сложнопостроенных залежей с целью создания
гидродинамических моделей // Геология нефти и газа. - 2008. - №5. - С. 1-7.
Статьи, опубликованные в других журналах и научных сборниках:
Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений / М.А. Грищенко //-Интервал. - Самара,. 2007. -№ 1.-С. 26-32.
Грищенко, М.А. Трансформация геологической модели Пермяковского месторождения в процессе освоения запасов / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. - Ханты-Мансийск, 2006. - №17. - С. 30-34.
Грищенко, М.А. Некоторые методические приемы построения литологической модели неоднородных пластов на примере Пермяковского месторождения / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Вестник недропользователя. -Ханты-Мансийск, 2006. - №18. - С. 25-32.
Грищенко, М.А. Особенности построения трёхмерной геологической модели Гун-Еганского месторождения / М.А. Грищенко // Интервал. - Самара, 2007.-№ 1.-С. 22-25.
Статьи, опубликованные в материалах конференций:
Грищенко, М.А. Особенности обоснования положения ВНК в процессе геологического моделирования месторождений Александровского мегавала / К.В. Светлов, М.А. Грищенко // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Материалы региональной VII науч-практ. конф. г. Ханты-Мансийск 2003. - Ханты-Мансийск, изд. дом ИздатНаукаСервис, 2004. - Том II. - С. 164-170.
Грищенко, М.А. Особенности положения водонефтяного контакта и моделирование нефтенасыщенности при построении геологических моделей Гун-Еганского и Никольского месторождений / М.А. Грищенко // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. Материалы региональной X науч-практ. конф. г. Ханты-Мансийск 2006. - Ханты-Мансийск, изд. дом ИздатНаукаСервис, 2007. -Том I. - С. 354-364.
Грищенко, М.А. Новые представления о строении нефтяных месторождений Александровского мегавала, сложившиеся в процессе освоения запасов. / Ю.А. Стовбун, К.В. Светлов, М.А. Грищенко, А.В. Терентьев // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Материалы областной науч-практ. конф., посвященной 60-летию образования Тюменской области г. Тюмень 22.09. 2004. - Тюмень, изд-во Наук Сервис, 2004. -С. 40-43.
Причины неровного положения ВНК
В процессе создания геологических моделей нефтяных залежей с целью оценки запасов углеводородного сырья часто возникают проблемы при обосновании гипсометрического положения поверхности ВНК. Анализ геолого-геофизических материалов показывает, что в природе практически нет залежей, где поверхность ВНК можно было бы представить в виде горизонтальной поверхности. В ряде случаев контакт не удается аппроксимировать даже в виде ровной наклонной поверхности, поскольку он имеет более сложную конфигурацию [66].
Анализ геологических данных, проводимый в целях обоснования неровного положения поверхности ВНК, основан на рассмотрении различных причин наклона контакта. В настоящее время из практики известны следующие причины изменения гипсометрии поверхности ВНК: ошибки определения абсолютных отметок ВНК в наклонных скважинах в результате погрешности инклинометрии; влияние процесса разработки запасов; наклон поверхности ВНК под действием гидрогеологического течения в пласте; наличие литологических экранов, разобщающих залежи; наличие тектонических экранов; влияние капиллярных сил, являющихся результатом литологической неоднородности; влияние неотектонических движений; размер по площади и высота залежи, а также ее тип; физико-химические свойства пластовой нефти.
Не все перечисленные причины одинаково актуальны для ЗС. В отношении влияния неточности инклинометрии нужно отметить следующее. Как показывает опыт повторных замеров траекторий ствола скважин гироскопами на разрабатываемых месторождениях, погрешности инклинометрии могут существенно искажать абсолютные отметки в скважинах. Однако, для обоснования положения контакта при геологическом моделировании обычно используются вертикальные разведочные или близкие к вертикали эксплуатационные скважины, что сводит к минимуму вероятность влияния такой погрешности на гипсометрию контакта.
В процессе разработки поверхность ВНК постепенно перемещается вверх, а мощность ПЗ увеличивается. Но при построении геологической модели с целью оценки начальных запасов нефти используются данные, отражающие начальное статическое состояние залежи. Поэтому для оценки начального насыщения пласта и обоснования ВНК по площади залежи формируется список скважин, не затронутых разработкой, в который входят поисково-разведочные и эксплуатационные скважины начального периода разработки.
Наклон контакта, вызванный естественным движением контурных (подошвенных) вод, обычно происходит при активных гидродинамических режимах на малых глубинах. Если градиент напора изменяется вдоль контакта, то соответственно меняется и наклон контакта (рис. 1.1). Даже простые гидродинамические расчеты показывают, что для продуктивных пластов ЗС, залегающих на глубинах 1500 - 3000 м, вероятность гидрогеологических течений, способных вызвать наблюдаемые наклоны контактов, весьма мала. Разобщение залежей литологическими экранами отмечается на многих месторождениях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В качестве
Изменение гипсометрического положения ВНК в результате наличия тектонических экранов также неоднократно отмечалось на месторождениях ЗС (Харампурское, Кошильское, Хохряковское и др.). Из опыта этих наблюдений можно заметить, что тектонические экраны не всегда представляют собой дизъюнктивное нарушение со значительным смещением. Они могут представлять собой малоамплитудные разломы или трещины, залеченные кальцитом, что обусловливает их экранирующие свойства и обеспечивает перепад уровня ВНК на 10 - 20 м, выдерживая перепад давления в 1 - 2 кгс/см2. В ходе разработки запасов, когда перепады давления между нагнетательными и добывающими скважинами достигают нескольких атмосфер, целостность экрана может нарушиться и между скважинами образуется гидродинамическая связь.
Наклонные контакты могут быть обусловлены капиллярными силами, которые влияют на положение контакта, обусловливая мощность переходной зоны (рис. 1.3).
Построение карт петрофизических параметров
Массив данных для определения средних параметров ФЕС должен включать все вертикальные и наклонные скважины и формироваться согласно следующим условиям: пласт вскрыт и исследован ГИС до подошвы; в пласте не должно быть явных признаков влияния обводнения; в пласте не должно быть признаков влияния разработки соседних скважин.
При отбраковке скважин необходимо учитывать время бурения, начала закачки, расположение относительно нагнетательных скважин и участков интенсивной эксплуатации. По каждой скважине рассчитывается среднее значение пористости, проницаемости и водонасыщенности по газовой, нефтяной и водяной частям коллектора. Средняя пористость (К„ср) и проницаемость (Кпрср) рассчитывается как арифметически средневзвешенная по нефтяному, газовому и водоносному коллектору: _ 2 x/fr.) _ ] хЛлЛ) 77 " 2 "" ] Средняя нефтенасыщенность (Кнср) рассчитывается как арифметически средневзвешенная по поровому объему соответствующих коллекторов: ср Г х Кп, х Кн,,) к»= Хгьхкп,; где /г,- - толщина пропластка, ли
В итоге для каждого пласта должен быть подготовлен набор данных со средними значениями коэффициентов пористости и водонасыщенности по коллектору в целом и разным зонам насыщения: чистогазовой (ЧГЗ), чистонефтяной (ЧНЗ), водонефтяной (ВНЗ) и чистоводяной (ЧВЗ).
Построение цифровых карт пористости. Средние значения пористости в ячейках сетки в целом по пласту не должны превышать граничное значение Кп в пласте, определенное по данным ГИС для каждого подсчетного объекта. На границах зон замещения и выклинивания Кпср должна уменьшаться до Кпгр. Внутри зон замещения и выклинивания значения Кп в ячейках сетки условно можно приравнивать к значению меньше Кп ,. При построении карт для подсчета запасов используются значения пористости только по нефтяной части пласта в скважинах.
Построение цифровых карт проницаемости. В формуле подсчета запасов непосредственное участие проницаемость не принимает, однако роль ее довольно важна при определении добывных возможностей пласта и расчета коэффициента нефтеотдачи (КИН). При построении цифровых карт проницаемости используют алгоритмы, учитывающие логарифмическое распределение параметров по площади.
Построение цифровых карт нефтенасыщенности. В настоящий период нет утвержденных методик, поэтому далее приводится описание тех приемов, которые разрабатывались и применялись автором на практике при построении геологических моделей.
Первый способ заключается в использовании параметра Кнср в скважинах, определенных по ГИС. Интерполяция данных производиться в пределах внешнего контура (газо) - нефтеносности, на котором значение Кн принимается фиксированным на уровне критического (Кнкр). Данный способ рекомендуется использовать в случае водоплавающих залежей или при ограниченных данных по скважинам (н-р: залежь вскрыта только одной скважиной).
Второй способ отличается от первого тем, что на внешнем контуре залежей нефтенасыщенность определяется по формуле: Кнвнк = f (Кп), поэтому значение нефтенасыщенности на контуре не является фиксированным. Третий способ заключается в использовании МПЗ, где Кн определяется по зависимости: Кн = f (dH34B, Кп, Кпр) , где dH34B - высота над уровнем ЗЧВ, м.
В стандартом поле кросс-плота сіНзчв - Кн наносятся точки по массиву скважин, которые разделяются на кластеры по диапазону пористости через 1 %. Для каждого кластера находится корреляционная функция вида:
Кн = f (сіНзчв, при Кп = const) Третий способ позволяет корректно рассчитывать карты при редкой сети скважин или в приконтурнои области залежи, где разбуренность существенно ниже, также позволяет уменьшить влияние ошибочных определений Кн и привлекать к построению те скважины, где не было определений ввиду отсутствия достоверных данных по УЭС.
Существуют статические и вероятностные методы подсчета запасов. К статическим относят: объемный метод, статистический, метод материального баланса и метод аналогий.
Объемный метод требует оценки извлекаемых геологических запасов УВ, извлечение которых экономически оправдано. Он основан на использовании подсчетных параметров и применяется при любом режиме работы залежи и на любой стадии изученности месторождения.
Статистический метод заключается в изучении кривых падения дебита в скважинах, по которым графическим либо расчетным путем определяют извлекаемые запасы залежи. Применяется лишь для уточнения запасов на поздних стадиях разработки месторождений.
Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа в зависимости от изменения давления при разработке. Уравнения материального баланса базируются на двух положениях: 1. Сохранение объема флюида, который складывается из суммы объемов добытых и оставшихся в залежи УВ. 2. Постоянство объема пор, первоначально занятых УВ, - все изменения, происходящие в залежи при добыче, рассматриваются в пределах того объема пор, который был занят УВ до начала эксплуатации.
Метод аналогий полезно применять на ранней стадии разработки месторождения или на не разбуренных площадях. Аналогичными могут считаться месторождения или пласты, если схожими свойствами обладают следующие характеристики: состав пластовых флюидов, механизм вытеснения, Нэфн, Кп, Кпр, Кн, литология и условия осадконакопления, начальные пластовые давления и температура, сетка скважин.
Вероятностные методы. Детерминистский метод является самым распространенным и может включать одну или несколько отдельных оценок для каждой залежи. Результатом являются однозначные величины исходных параметров, которые используются для оценки доказанных запасов.
Литолого-стратиграфическая характеристика района
В процессе освоения запасов месторождений ТНК-ВР, расположенных в пределах Александровского мегавала и Нижневартовского свода, стало очевидным, что представления о строении месторождений, сложившиеся в результате первоначальных геологоразведочных работ, нуждаются в уточнении. В последние годы в Тюменском нефтяном научном центре (ТННЦ) проведен пересмотр геологических моделей с переоценкой запасов по группе месторождений Нижневартовского района, находящихся длительное время в разработке. В результате бурения и освоения установлено, что значительное количество скважин, расположенных согласно прежним моделям в чисто нефтяной части залежей, вскрыли водонасыщенную зону. На различных месторождениях количество таких скважин составляет от 20 % до 65 % эксплуатационного фонда. Это является следствием сложного положения ВНК. Иными словами, обнаружилось, что положение ВНК залежей намного сложнее, чем представлялось ранее.
В процессе уточнения и создания новых геологических моделей были проанализированы наиболее вероятные причины сложного положения ВНК: наличие литологических и тектонических экранов, проявление процессов вторичного преобразования коллекторов, влияние капиллярных сил на распределение флюидов, изменение положения контакта в результате неотектонических движений.
В результате анализа установлено, что причина сложного положения ВНК на ряде изученных месторождений объясняется историей их геологического развития, а именно последовательностью исторических событий, в которых завершающей является стадия неотектонических процессов. Гипотеза влияния неотектонических движений на гипсометрическое положение ВНК была выдвинута Ф.З. Хафизовым [81] ещё в 1972 г., когда в результате построения карт альтитуд скважин была замечена связь современного рельефа с поверхностью контакта залежи пласта ABi " Самотлорского месторождения. По его мнению район Александровского мегавала характеризуется повышенной степенью неотектонической активности.
С целью объяснения сложного положения ВНК и восстановления истории развития месторождений были использованы определенные методические приемы анализа нефтегазоносных систем, которые применялись в следующей последовательности: 1. Определение времени генерации УВ на основе изучения материалов предшествующих исследователей. 2. Палеотектонический анализ на основе изопахических треугольников, палеоструктурных карт и профилей выравнивания, который позволил определить возраст формирования первичных залежей УВ. 3. Изучение возможных путей вторичной и третичной миграции УВ. 4. Анализ литологического состава продуктивных отложений на основе материалов по описанию шлифов с целью выявления признаков эпигенетичеких преобразований пород. 5. Определение времени стабилизации залежей УВ. 6. Анализ современного положения межфлюидных контактов на основе графиков зависимостей гипсометрического положения ВНК и современной кровли пласта. 7. Анализ распределения насыщенности по площади и высоте залежей, выделение ПЗ и оценка её размеров по материалам ГИС. 8. Определение состояния зрелости залежи на основе анализа насыщенности. 9. Обобщающие выводы о последовательности геологических событий и определение основных факторов, обусловивших сложное положение ВНК.
Следует отметить, что в процессе анализа последовательность этапов может быть нарушена в связи с особенностями исходной информации или ограниченным набором геолого-геофизических материалов по месторождениям.
В административном отношении рассматриваемые месторождения находятся в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского национального округа Тюменской области к северу и северо-востоку от г. Нижневартовска (рис. 3.1).
В географическом отношении район расположен в центральной части Западно-Сибирской равнины. Гидрографическая сеть района разнообразна и представлена судоходной рекой Обь и её притоками. Характерна сильная заболоченность, много проток, озер. Наиболее крупные озера: Самотлор, Ай-Сигтым-Эмтор, Еккан-Еган-Эмтор, Еккан-Эмтор. Болота занимают 40-50 % площади, труднопроходимые и непроходимые, глубина их достигает 1,5-2 м. Изменение уровня воды во время весеннего половодья доходит до 60 см. С ноября до середины мая реки покрыты льдом.
В орографическом отношении территория района представляет собой слабо расчлененную, значительно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +50 м на юге до +100 м на севере. Развиты два типа ландшафтов -суходольные участки и болота. Залесенность района умеренная, древесная растительность представлена преимущественно смешанным лесом с преобладанием хвойного. Животный мир представлен лосем, медведем, волком, соболем, белкой, горностаем, ондатрой, колонком и различными видами птиц. Климат района резко континентальный. Среднегодовая температура - 3,3 С, зимой экстремальная температура достигает - 52С, а среднемесячная - 22,5С. Абсолютный максимум температуры летом + 34С, среднемесячная составляет +17,3С. Среднегодовое количество осадков равно 685 мм, большая часть которых выпадает в период с июня по ноябрь. В конце октября ложится снежный покров, толщина которого достигает 1,5 м.
Основные населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Белорусский, п. Коликъеган, п. Вах, и другие расположены на берегу реки Оби. Коренное население района - русские, ханты, манси. Главными отраслями хозяйства являются нефтедобывающая промышленность, геолого-разведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота.
Основные производственно-технические базы АО "Нижневартовскнефтегаз" расположены в г. Нижневартовске, где имеются крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги Нижневартовск - Сургут - Тюмень. В настоящее время население города Нижневартовска составляет свыше 180 тыс. человек. Крупнейший нефтепровод страны Самотлор-Альметьевск проходит через Пермяковское месторождение. Перевозка оборудования и необходимых материалов нефтедобывающих, буровых и других организаций из г. Тюмени осуществляется, в основном, железной дорогой и водным транспортом. Период навигации длится 5 месяцев (с конца мая до середины октября). Электроснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС.
Модель насыщенности пласта ЮВі Пермяковского месторождения
В административном отношении Кошильское месторождение находится в 125 км к востоку от г. Нижневартовска, вблизи разрабатываемых Пермяковского, Хохряковского, Северо-Вахского и Ершового месторождений. Месторождение открыто в 1987 году, в 1992 г. начата его пробная эксплуатация.
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Вахско-Кошильской группе структур III порядка, которые расположены в северной части Александровского мегавала (структуры I порядка). Кошильская структура имеет вид террассы, ориентированный в восточном и северо-восточном направлении. Заметную роль в формировании современного структурного плана месторождения сыграли тектонические нарушения.
Геологический разрез Кошильского месторождения представлен терригенными отложениями мезокайнозойского осадочного чехла. Породы фундамента вскрыты скважинами 15П, 30IP, 302Р, 306Р, 314Р, 320Р, 328Р и 330Р. Промышленная нефтеносность связана с коллекторами наунакской (васюганской свиты). Продуктивный горизонт Юі расчленяется на три пласта: KV, ЮІ2 , Юі3. Пласты ЮВ] и ЮВі разделяются выдержанной глинистой пачкой, толщина которой достигает 26 м. Пласты ЮВ]1 и ЮВі3 имеют идентичный генезис - это отложения мелководно-морского комплекса, которые характеризуются развитием зон глинизации, малыми толщинами и низкими ФЕС.
Пласт ЮВі1 имеет на месторождении подчиненное значение, он содержит 10 тектонически и литологически экранированных залежей, которые гидродинамически связаны с пластом ЮВ]2. ВНК в скважинах не вскрыт и принят единым с пластом ЮВ] . В связи с этим особенности ВНК будут рассмотрены далее для пласта ЮВі2. Пласт ЮВ]3 на месторождении имеет подчиненное значение, содержит две небольшие залежи (район скв.720 и скв.740) и в данной работе рассматриваться не будет.
Основным объектом разработки является пласт ЮВ] , в котором содержиться 85 % запасов всего месторождения. Месторождение имеет сложное геологическое строение, что отражается в значительной фациальной изменчивости пород, сложных формах залежей нефти и сложного положения ВНК по площади местор ождения.
Анализ всех имеющихся геолого-геофизических материалов позволил принять определяющим для залежей тектонический фактор. Основным аргументом в пользу разломной, блоковой модели месторождения является различие положения ВНК в разных участках основной залежи. В пределах месторождения выделено 8 блоков, отличающихся положением ВНК (рис. 3.15). Краткая характеристика залежей приводится в таблице 3.4.
Пласт ЮВі2 формировался в условиях переходной субфации дельты. Коллекторами пласта Ю(2 являются песчаники и алевролиты, открытая пористость изменяется в интервале 13-15 %, в среднем составляя 14,3 %. Значение коэффициента проницаемости по керну в среднем по пласту составляет 16,5 мД. Нефтенасыщенные толщины по данным ГИС изменяются в широких пределах: от 1,6 м до 42,8 м. Залежь пласта содержит 8 блоков, отличающихся положением ВНК, уровни которого в пределах месторождения изменяются от 2378 м (блок 3) до 2407 м (блок 1), поверхность ВНК ступенчато погружается в восточном направлении.
С целью объяснения причин большого перепада уровней ВНК и обоснования положения его по площади залежей были также проанализированы все известные причины наклона контактов и восстановлена последовательность геологических событий формирования месторождения.
Самым результативным оказался палеотектонический анализ на основе изучения палеоструктурных карт и палеопрофилеи. Результаты анализа весьма сходны с Пермяковским месторождением (рис. 3.16). В начале юрского периода рельеф территории был значительно дифференцирован, наиболее приподнятой была восточная часть структуры, а наиболее погруженной центральная. К началу образования меловых отложений ловушки углеводородов еще" не существовало. Только к концу сеноманского времени в центре площади сформировалась антиклинальная структура, которая стала современной ловушкой УВ.
Отметим, что на Кошильском месторождении аналогично Пермяковскому отмечены все признаки эпигенетических преобразований продуктивных отложений: регенерация кварцевых зерен, пелитизация, серицитизация, образование аутигенного каолинитового цемента и др. В качестве примера в табл. 3.3 приведены описания шлифов по скважине 200Р.
Дальнейшее развитие осадочного бассейна (палеоген - четвертичное время) согласно работам И.И. Нестерова и А.Р. Курчикова (1982) [51], характеризутся снижением температуры, что в совокупности со вторичными процессами преобразования продуктивных отложений приводит к соответствующему увеличению капиллярного давления на ВНК и снижению способности к перетокам УВ. Завершающую роль в истории неотектонического развития сыграла дизьюнктивная тектоника, активное проявление которой предопределило структурную характеристику залежей. В результате залежи нефти к концу палеогенового периода были стабилизированы вследствии комплексного влияния капиллярных проявлений различного рода, где определяющую роль
