Опыт моделирования конусов выноса

на примере низкопроницаемого участка

Приобского месторождения

Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С.


ООО «РН-БашНИПИнефть»

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

В статье представлен подход к моделированию низкопроницаемых, низкосвязанных зон глубоководной фации конусов выноса на примере одного из лицензионных участков Приобского месторождения, основанный на значительном снижении корреляционных радиусов. На рассматриваемом участке бурение большого количества горизонтальных скважин (ГС) позволило провести измерение среднего размера песчаных тел. Для более достоверного результата горизонтальные скважины взяты на достаточно большом расстоянии друг от друга и из разных участков месторождения. Траектория горизонтального участка скважин проходит параллельно структурным поверхностям. В ходе проведенного исследования установлено, что средний размер тел составляет 220 м.
Уточнение геолого-фациальной модели песчано-алеврито-глинистых пород горизонта АВ₁¹⁻²
с «рябчиковой» текстурой
Отложения участка представляют собой фондоформенную часть клиноформенного комплекса отложений, осложненных системой конусов выноса и оползневых тел. Отложения конусов выноса представляют собой аккумулятивное тело линзовидной формы, с одной стороны, с другой — утоняющееся в сторону открытого моря [1]. В строении конусов выноса выделяют проксимальную, среднюю и дистальную части. Накопление и сброс материала в виде турбидитных потоков является цикличным в данной фациальной обстановке, поэтому с течением времени сбрасываемые порции материала накладываются друг на друга, образуя систему «лопастей». Данная фация характеризируется сверхнизкой проницаемостью, высокой расчлененностью, низкой латеральной связностью. Зернистость уменьшается вниз по направлению сноса. Так, рассматриваемая залежь А представляет собой слияние лопастей в целостную систему конусов выноса [2].
Коллектор в основном сложен переслаиванием песчаников от мелкозернистых до алевритистых. Коллектор порового типа, низкопроницаемый за счет малого размера поровых каналов и высокой рассеянной глинистости.
По состоянию изученности на 2021 г. рассматриваемый участок характеризуется следующими параметрами: средний коэффициент пористости 0,16 д. ед., средняя абсолютная проницаемость 0,52 мД, эффективная проницаемость 0,22 мД, коэффициент нефтенасыщенности 0,52 д. ед, коэффициент расчлененности 9. Доля коллектора 35 %. На основании лабораторных исследований керна прогнозируется ухудшение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) при удалении от источника сноса (рис. 1).

Рис. 1. Карта распространения средней эффективной проницаемости для залежи пласта А
Особенности обоснования корреляционных радиусов
В рамках создания постоянно действующей геологической модели (ПДГМ) проведена работа по определению среднего размера песчаных тел с привлечением дополнительной промысловой информации по горизонтальным скважинам (ГС), что дало основание для уменьшения корреляционных радиусов.
Разработка участка ведется рядной системой ГС с расстоянием между рядами 200 м,
длина горизонтального участка 1 200 м. Всего пробурено более 450 скважин, 80 % из которых с горизонтальным окончанием. Азимут расположения ГС преимущественно 327 градусов, при таком расположении траектория ГС проходит перпендикулярно распространению тел. Единичные ГС с азимутом ствола 235 градусов проходят вдоль сноса материала.
Бурение большого количества близкорасположенных скважин позволило провести измерение длины песчаных тел по каротажным диаграммам. Для оценки длины песчаных тел подобраны скважины, удовлетворяющие следующим критериям:
  • горизонтальные скважины. ГС способны проходить тело насквозь параллельно залеганию;
  • траектория. Проведение горизонтального участка должно быть параллельно структурной поверхности соответствующего пласта. Так выше вероятность пройти тело насквозь, не выходя за границы пропластка;
  • удаленность скважин. Выборка учитывает скважины из разных фациальных обстановок. Удаленность скважин друг от друга обеспечивает возможность замерить длину тела поперек сноса независимо от длины тела вдоль сноса, также это исключает двойной учет одного и того же песчаного тела [3];
  • исследования. Наличие полного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС);
  • качество исследований. Высокое качество записи кривой гамма-каротажа (ГК) на всем интервале исследования.
На скважинах по данным ГК выделены границы песчаных тел. Гамма-каротаж показывает естественную радиоактивность (гамма-активность) пород, образуемую за счет радиоактивных изотопов глинистых минералов, в скважине. Глубина исследования метода ГК — до 40 см. Чувствительность падает с удалением пропорционально радиусу в кубе, таким образом, влияние глинистых пропластков на показание ГИС будет незначительным.
Далее проводится измерение длин выделенных тел (рис. 2). Введено понятие «пропласток», так как в некоторых случаях песчаные тела могли быть результатом амальгамации (слияния) небольших конусов выноса, которые, вероятно, могут являться составляющими большого тела (например, по ГК скважины Х1 на рисунке 2 хорошо видно разделение, в то время как по скважине Х2 определить разные тела значительно сложнее).
Рис. 2. Пример определения границ песчаных тел по скважинам Х1 и Х2
с азимутом
327 градусов
При рассмотрении данных ГИС горизонтальных скважин в верхней части прослеживаются интервалы с большей глинизацией, в центральной части резкое изменение характера кривой, описывающей интервал песчаников, в нижней также глинизированные участки, отмечающие границы тел. При рассмотрении наклонно направленных скважин (ННС) песчаники располагаются в нижней части интервала. Согласно показаниям ГИС в ННС, можно предположить, что траектории
ГС не выходят за пределы коллектора.
Средняя длина тел в целом составила 220 м. Размер тел меняется от самых мелких 9–20 м
до крупных 600–800 м (табл. 1). Отмечено, что северо-восточная часть представлена самыми протяженными телами, а юго-западная часть — наибольшим количеством тел малого размера, также заметна зависимость уменьшения среднего размера тел по направлению ухудшения ФЕС [4]. Из скважин с азимутом 235 градусов ни одна не учитывалась при анализе, так как не удовлетворяет указанным критериям.
Табл. 1. Длина песчаных тел, выделенных по стволу горизонтальных скважин
Поскольку 80 % скважин с горизонтальным окончанием расположены перпендикулярно сносу песчаного материала, нет возможности точно узнать форму песчаных тел вдоль сноса. Поэтому
на текущий момент принято решение считать форму тел изометричной.
Статистические данные моделей, состоящих большей частью из наклонно направленных
скважин, позволяют установить радиус корреляции только в пределах расстояния между скважинами (≤ 1 000 м).
Возможность установить радиусы корреляции ниже, приближаясь к размерам реальных тел, появляется при условии большого количества близкорасположенных скважин, в том числе
и горизонтальных.
Ранее при построении моделей использовался стандартный подход моделирования, основанный
на данных разведочных и наклонно направленных скважин, радиус корреляции по которым устанавливался на уровне 1 000–1 200 м по главному и второстепенному направлению [5].
По мере бурения новых горизонтальных скважин и пополнения статистических данных в модели уточнялось геологическое строение, в результате чего появилась возможность исследовать поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Так, второй метод основан на данных большого количества близкорасположенных горизонтальных скважин, радиус корреляции устанавливается на уровне 200–300 м.
Для моделирования свойства литологии модели выбран метод SIS (Sequential Indicator Simulation, последовательное индикаторное моделирование), который предназначен для распределения дискретных значений. Далее проведен анализ скважинных данных для формирования закона распределения для каждой фации. Вариограммы, характеризующие степень изменчивости фаций вдоль трех декартовых осей, и набор вероятностей нахождения данной фации по каждому прослою для двух способов моделирования представлены в таблицах 2 и 3. В рамках проделанной работы корреляционные радиусы для стандартной модели определялись на данных ННС, для модели малых тел на основе данных ГС и составили 1 000–1 200 м и 200–300 м, соответственно (табл. 4).
Табл. 2. Параметры вариограмм для модели малых тел
Табл. 3. Параметры вариограмм для стандартной модели
Табл. 4. Сопоставление полученных параметров вариограмм
Проведена серия распределений фаций с различным значением range (длины корреляции).
Тип вариограммы был избран сферический, обладающий нейтральными характеристиками.
Nugget использовался нулевой. С уменьшением длины лагов до 100 «плато» устанавливается на уровне 20 м.
При моделировании рассчитывалась единственная стохастическая реализация. В неразбуренных областях использовался тренд, а межскважинные области контролировались скважинными данными, благодаря принятым рангам вариограмм. Для контроля соотношения распределения литологии при разных способах моделирования задавался геолого-статистический разрез по параметру песчанистости пласта А по скважинам. Процент песчанистости не изменялся (35 %).
Куб пористости и проницаемости строился по данным ГИС. Для заполнения ячеек сетки использовалось последовательное моделирование Гаусса. Свойства для куба пористости распределялись с учетом тренда рассчитанного из куба литологии, куб проницаемости строился с учетом тренда, рассчитанного из куба пористости.
Расчет водонасыщенности был произведен путем совместного использования кривых водонасыщенности, рассчитанных по ГИС, и J-функции Леверетта, позволяющей определить водонасыщенность в каждой точке коллектора по следующим параметрам: пористости, проницаемости, разности плотностей воды и нефти, а также превышения данной точки над зеркалом свободной воды. J-функция была подобрана таким образом, чтобы результат моделирования соответствовал скважинным данным, полученным при интерпретации ГИС.
На основе полученных результатов измерения тел и вариограммного анализа перестроены геологические модели. В стандартной модели пласт един и гидродинамически стабилен. Низкая анизотропия и высокая степень аппроксимации свойств, размер каждого отдельного тела начинается от 1 200 м. Этот подход не позволяет получить удовлетворительный прогноз в гидродинамической модели (рис. 3).
Рис. 3. Пример корреляционных радиусов и длин моделируемых тел, стандартная модель
В то время как в модели малых тел встречаются как слитые вместе тела, так и единичные (гидродинамическая разобщенность между скважинами), анизотропия фильтрационных свойств совпадает с изменчивостью коллектора (рис. 4). Протяженные тела разбиваются на более
мелкие, приближаясь к реальной геологической обстановке накопления осадков, размеры и взаиморасположение тел позволяют не использовать мультипликаторы при адаптации
(реальная геология).

Рис. 4. Пример корреляционных радиусов и длин моделируемых тел, модель малых тел
Стоит обратить внимание на подход к определению длин песчаных тел по данным динамики работы скважин [6]. Данный подход проведен для пластов группы А Приобского месторождения и основан на использовании стохастических геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ). Использование стохастических моделей позволило воспроизвести фактическую динамику работы скважин с помощью параметров геологической неоднородности.
В работе [6] представлена подробная методика построения синтетических стохастических 3D ГГДМ, позволяющих определить влияние исходных данных модели на геометрические размеры песчаных тел и параметры геологической неоднородности, а также параметров геологической неоднородности на прогнозные показатели разработки [7].
Данная задача выполнялась при помощи использования различных вариаций значений рангов вариограмм по различным направлениям (радиуса вариограммы по оси z — Rz, радиуса вариограммы по оси x — Rх), характеризующих геометрические размеры распределяемых в объеме модели геологических тел при различных значениях песчанистости (NTG). Затем оценивались статистические значения геометрических размеров тел для сравнения с рангом. Так, средний латеральный размер песчаных тел исследуемого участка составил около 100 м. Формула расчета среднего значения латерального размера песчаного тела для Приобского месторождения представлена в [6] и имеет вид:
Средняя длина песчаного тела в большой степени влияет на коэффициент извлечения нефти (КИН). На основе данных исследований сделаны следующие выводы.
1. Увеличение NTG и Rх до определенных граничных значений повышает КИН:
  • при NTG > (0,6–0,8) изменение Rх практически не влияет на КИН;
  • при Rх ≥ 1 500 м изменение NTG практически не влияет на КИН.
2. При небольших значениях Rх влияние NTG на КИН значительнее.
Данный подход предлагается использовать для моделирования низкопроницаемых
и сверхнизкопроницаемых коллекторов (аналогов ачимовских отложений).
ИТОГИ
Бурение большого количества близкорасположенных скважин позволило провести измерение длины песчаных тел по каротажным диаграммам. Выделены критерии отбора скважин. Средняя длина тел в целом составила 220 м. Полученные выводы совпадают с выполненными исследованиями по экспериментальному определению длин песчаных тел по данным динамики работы скважин, описанными в работах [6, 7].
ВЫВОДЫ
На рассматриваемом участке выполнена оценка среднего размера длин геологических песчаных тел по данным гамма-каротажа горизонтальных скважин. Основываясь на полученных значениях, исследовано поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Учитывая новые корреляционные радиусы и характер распределения ФЕС в дистальной части турбидитного комплекса, построена модель, приближенная к реальной геологии, средний размер песчаных тел составил 220 м.
ЛИТЕРАТУРА
1. Рыкус М.В., Рыкус Н.Г. Седиментология терригенных резервуаров углеводородов. Уфа: Мир печати, 2014. 158 с.
2. Закревский К.Е., Нассонов Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ГЕРС, 2012. 80 с.
3. Алехина М.С., Черкас Е.О., Жуковская Е.А., Буторина М.А. Методика создания фациально-ориентированной концептуальной модели ачимовских отложений Салымской группы месторождений. Современные проблемы седиментологии в нефтегазовом инжиниринге. Томск: ЦППС НД, 2017. С. 215–222.
4. Дмитриевский А.Н., Казаненков В.А., Рыльков С.А., Ершов С.В. Северное Приобье Западной Сибири. Геология и нефтегазоносность неокома. Новосибирск: СО РАН, 2000. 200 с.
5. Ковалевский Е.В. Геологическое моделирование на основе геостатистики. Студенческое лекционное турне Russia & CIS. 2011–2012. 122 с.
6. Федоров А.Э., Аминева А.А., Дильмухаметов И.Р., Краснов В.А., Сергейчев А.В. Анализ геологической неопределенности при стохастическом моделировании геологических тел // Нефтяное хозяйство, 2019. № 9. 24–28 с.
7. Федоров А.Э., Дильмухаметов И.Р., Поваляев А.А., Антонов М.С.,
Сергейчев А.В. Многовариантная оптимизация систем разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. Онлайн. 26–29 октября 2020. SPE-201811-RU, 2020.
Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р.,
Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С.


ООО «РН-БашНИПИнефть»
ООО «РН-Юганскнефтегаз»

rodionovaii@bnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
По данным гамма-каротажа большого количества близкорасположенных горизонтальных скважин проведена работа по измерению среднего размера длин песчаных тел. Основываясь на полученных значениях, исследовано поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Учитывая новые корреляционные радиусы и характер распределения ФЕС в дистальной части турбидитного комплекса, построена модель, приближенная к реальной геологии.
горизонтальные скважины, вариограммный анализ, адаптация, продуктивность скважин, низкопроницаемый коллектор, трудноизвлекаемые запасы
Петрук А.А., Родионова И.И., Мухаметов А.Р., Галеев Э.Р., Искевич И.Г., Фазылов Д.С., Мумбер П.С. Опыт моделирования конусов выноса на примере низкопроницаемого участка Приобского месторождения // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 2. С. 45–50.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-45-50
04.04.2022
УДК 551
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-2-45-50

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88