Опыт моделирования отложений Тюменской свиты на примере Новомостовского, Западно-Новомостовского месторождений Западной Сибири
Киришев А.С., Головкина М.В., Панферова Е.Ю., Дручин В.С., Доценко А.С.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть»
В работе рассмотрены два месторождения (Новомостовское, Западно-Новомостовское) с залежами в отложениях средней юры (тюменская свита), расположенные в Шаимском нефтегазоносном районе. Как известно, залежи преимущественно континентальных отложений имеют сложное геологическое строение и характеризуются существенной неоднородностью по разрезу, не выдержаны по латерали, имеют в целом низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС). В рамках работ по промышленному подсчету запасов создана числовая трехмерная геологическая модель продуктивных пластов Ю3–Ю5, в которой локализованы песчаные тела перспективных объектов руслового генезиса и выполнена дифференцированная оценка запасов УВ для русловых и пойменных обстановок осадконакопления.
Новомостовское и Западно-Новомостовское нефтяные месторождения расположены на территории Советского района Ханты-Мансийского автономного округа.
Тюменская свита месторождений включает пласты Ю2–Ю7. Общая толщина отложений меняется
в диапазоне 80–120 м, в среднем составляя 95 м. Продуктивность связана с пластами Ю2–Ю6. Месторождение открыто в 2002 г. и к настоящему времени разбурено эксплуатационными скважинами на 90 % (расстояние между соседними скважинами изменяется от 500 до 1 000 м). Несмотря на высокую степень изученности глубоким бурением, существующие геологические модели не позволяли объяснить высокую начальную обводненность эксплуатационных скважин
и резкое падение дебита продукции за первый год работы скважин в чисто нефтяных зонах залежей.
Тюменская свита месторождений включает пласты Ю2–Ю7. Общая толщина отложений меняется
в диапазоне 80–120 м, в среднем составляя 95 м. Продуктивность связана с пластами Ю2–Ю6. Месторождение открыто в 2002 г. и к настоящему времени разбурено эксплуатационными скважинами на 90 % (расстояние между соседними скважинами изменяется от 500 до 1 000 м). Несмотря на высокую степень изученности глубоким бурением, существующие геологические модели не позволяли объяснить высокую начальную обводненность эксплуатационных скважин
и резкое падение дебита продукции за первый год работы скважин в чисто нефтяных зонах залежей.
В рамках промышленного подсчета запасов авторами сделана попытка построения трехмерной геологической и гидродинамической моделей, которые будут соответствовать особенностям разработки месторождений. В качестве основы для трехмерного геологического моделирования использованы схемы условий осадконакопления и прогнозы зон развития палеорусел, созданные коллективом авторов Ingenix Group и головного офиса ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в рамках работы по специализированной переобработке и переинтерпретации сейсморазведочных работ. На Новомостовском и Западно-Новомостовском месторождениях выделение участков развития палеорусел выполнено на основе комплексного анализа волновой картины, детального изучения седиментационных срезов и карт RGB-суммы (по кубам после спектральной декомпозиции) совместно с анализом керна и облика кривых ГИС. Протяженность палеоканалов составляет
от 1 до 9 км, общие толщины достигают 33 м [2] (рис. 1)
от 1 до 9 км, общие толщины достигают 33 м [2] (рис. 1)
Рис. 1. Фрагмент схемы RGB-суммы для интервала пласта Ю₃ без интерпретации
и с вынесенной интерпретацией
с нанесенными элементами русел [2]
и с вынесенной интерпретацией
с нанесенными элементами русел [2]
В рамках работ по трехмерному геологическому моделированию при подсчете запасов залежей продуктивного интервала пластов Ю2–Ю6 применен алгоритм, описанный в работах [6, 7]. Ниже кратко представлены основные этапы моделирования.
Структурный каркас построен по стандартным алгоритмам. За основу были взяты поверхности по отражающим сейсмическим горизонтам от кровли пласта Ю2 (ОГ Т) до доюрского основания (ОГ A).
Структурный каркас построен по стандартным алгоритмам. За основу были взяты поверхности по отражающим сейсмическим горизонтам от кровли пласта Ю2 (ОГ Т) до доюрского основания (ОГ A).
Для каждого из выделенных по материалам обработки сейсморазведочных работ палеоканалов по скважинным данным построены карты общих толщин (рис. 2б). По материалам корреляции для каждого из выделенных палеоканалов определено пространственное положение относительно стратиграфической кровли пласта, к которому он приурочен. Палеоканал может занимать всю толщину пласта, может быть приурочен к верхней или нижней его части, в соответствии с этим построены дополнительные поверхности кровли и подошвы палеоканалов, которые последовательно встроены в структурную модель [4] (рис. 2а). На рисунке 2в на примере пласта Ю3 проиллюстрирован результат структурного моделирования поверхностей русловых тел и их взаимоувязка в объеме пласта. Следующим этапом геологического моделирования стало распространение параметра литологии и фильтрационно-емкостных свойств в трехмерной модели. Для распространения параметров от скважин, характеризующих пойменные и русловые обстановки осадконакопления, были построены дискретные параметры, описывающие геометрию палеоканалов (рис. 2г).
Рис. 2. Результат структурного моделирования и дискретные параметры геометрического объема каналов пластов Ю₃, Ю₄, Ю₅ в 3D-модели
Моделирование параметра литологии выполнялось поэтапно [1]. В пластах Ю2, Ю6 параметр литологии отстраивался по стандартной методике. При моделировании пластов Ю3, Ю4, Ю5 в первую очередь был создан параметр литологии в пределах перспективных объектов (палеоканалов), далее — выполнено моделирование параметра литологии в «пойменной» части пласта. Разрез куба литологии интервала пластов Ю2–Ю6 показан на рисунке 3.
Рис. 3. Пример разреза куба литологии толщи пластов Ю₂–Ю₆
Отметим, что по результатам моделирования куба литологии выявлены палеорусла, для которых характерно отсутствие литологической связи с коллекторами в пойменной части. В то же время для части палеорусел отмечена литологическая сообщаемость с коллекторами пойменной части пласта (рис. 3).
Результаты комплексного анализа данных исследования керна, испытаний и промысловой геофизики позволили уточнить петрофизическую модель месторождения, однако разделения алгоритмов интерпретации для пойменных и русловых отложений получить не удалось в связи
с недостаточностью отбора керна из палеоканалов.
Результаты комплексного анализа данных исследования керна, испытаний и промысловой геофизики позволили уточнить петрофизическую модель месторождения, однако разделения алгоритмов интерпретации для пойменных и русловых отложений получить не удалось в связи
с недостаточностью отбора керна из палеоканалов.
Статистический анализ результатов распределения значений коэффициента открытой пористости (Кп) и начальной нефтенасыщенности (Кнн), полученных по результатам трехмерного моделирования, отдельно по продуктивной пойменной части и палеоруслам пластов Ю3, Ю4,
Ю5 (рис. 4, 5, табл. 1), показывает, что отличия фильтрационно-емкостных свойств существуют.
В связи с улучшенными коллекторскими свойствами коллекторов, вскрытых скважинами, пробуренными в отложения палеорусел, средние значения пористости и нефтенасыщенности
в палеоруслах выше, чем в пойме [3].
Ю5 (рис. 4, 5, табл. 1), показывает, что отличия фильтрационно-емкостных свойств существуют.
В связи с улучшенными коллекторскими свойствами коллекторов, вскрытых скважинами, пробуренными в отложения палеорусел, средние значения пористости и нефтенасыщенности
в палеоруслах выше, чем в пойме [3].
Рис. 4. Распределение пористости по
3D-кубу в каналах (зеленый цвет) и пойменной части пласта (синий цвет) Ю₃, Ю₄, Ю₅
3D-кубу в каналах (зеленый цвет) и пойменной части пласта (синий цвет) Ю₃, Ю₄, Ю₅
Рис. 5. Распределение нефтенасыщенности по 3D-кубу в каналах (зеленый цвет) и пойменной части пласта (синий цвет) Ю₃, Ю₄, Ю₅
Табл. 1. Распределение значений Кп и Кнн
в каналах и пойменной части тюменских отложений пластов Ю3, Ю4, Ю5 Новомостовского
и Западно-Новомостовского месторождений
в каналах и пойменной части тюменских отложений пластов Ю3, Ю4, Ю5 Новомостовского
и Западно-Новомостовского месторождений
Особенно четко различия видны на гистограммах распределения пористости и начальной нефтенасыщенности по пластам Ю4 и Ю5. «Скачок» значений пористости и начальной нефтенасыщенности (рис. 6) на границе выделенных в трехмерной модели фациальных зон может являться препятствием для фильтрации флюидов в пределах залежи.
Рис. 6. Распределение начального и текущего Кнн в разрезе скважин русловой и пойменной фаций
Для проверки гидродинамической связи пойменной и русловой части залежи выполнен анализ результатов расчета 3D гидродинамической модели на участке залежи, где ведется добыча нефти из скважины в зоне палеорусла, а закачка воды для поддержания пластового давления осуществляется в скважину, вскрывшую пойменные отложения. На рисунке 6 представлен разрез распределения начального и текущего Кнн в районе добывающей скважины 9 803, вскрывшей русло, и нагнетательной 9 801, попавшей в пойменную часть.
Разрез гидродинамической модели на текущее состояние разработки демонстрирует наличие гидродинамической связи между отложениями поймы и палеорусла: уменьшение начальной нефтенасыщенности в пойменных отложениях, связанное с миграцией нефти в сторону добывающей скважины. Гидродинамическая связь пойменной и палеорусловой части коллектора, по-нашему мнению, может быть либо первичной при незначительной разнице свойств коллекторов, либо проявляться в процессе разработки после проведения гидроразрыва пласта.
Разрез гидродинамической модели на текущее состояние разработки демонстрирует наличие гидродинамической связи между отложениями поймы и палеорусла: уменьшение начальной нефтенасыщенности в пойменных отложениях, связанное с миграцией нефти в сторону добывающей скважины. Гидродинамическая связь пойменной и палеорусловой части коллектора, по-нашему мнению, может быть либо первичной при незначительной разнице свойств коллекторов, либо проявляться в процессе разработки после проведения гидроразрыва пласта.
Одна из основных целей выполненного в рамках подсчета запасов трехмерного геологического моделирования — дифференцированная оценка запасов раздельно в высокопродуктивных частях и вмещающих их породах. В целом по продуктивным пластам тюменской свиты в зонах палеоканалов сосредоточено 12 % запасов нефти, в пойменных частях — 88 % [5]. Распределение запасов в палеоканалах и пойменных частях пластов Ю3, Ю4, Ю5 приведено в таблице 2.
Проведенная работа по адаптации гидродинамической модели на историю разработки позволила выявить участки активных остаточных запасов нефти в палеоканалах и в пойменных отложениях и запланировать мероприятия по дальнейшей разработке Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений.
Проведенная работа по адаптации гидродинамической модели на историю разработки позволила выявить участки активных остаточных запасов нефти в палеоканалах и в пойменных отложениях и запланировать мероприятия по дальнейшей разработке Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений.
Табл. 2. Распределение запасов в палеоканалах и пойменных частях тюменских отложений пластов Ю₃, Ю₄, Ю₅ Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений
Созданная при подсчете запасов числовая трехмерная геологическая модель продуктивных пластов Ю3–Ю5 Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений позволила локализовать песчаные тела перспективных объектов руслового генезиса, выполнить моделирование ФЕС и дифференцированную оценку запасов для русловых и пойменных обстановок осадконакопления.
Результаты работы станут основой для выполнения проектного технологического документа на разработку месторождений, а также позволят оптимизировать размещение поисково-разведочного и эксплуатационного фонда скважин.
Результаты работы станут основой для выполнения проектного технологического документа на разработку месторождений, а также позволят оптимизировать размещение поисково-разведочного и эксплуатационного фонда скважин.
На основе результатов интерпретации 3D-сейсморазведки, данных описаний
и анализов керна и промысловой геофизики получен опыт моделирования продуктивных отложений тюменской свиты. Предложен способ моделирования отложений тюменской свиты Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений, позволяющий выполнить геометризацию
в разрезе песчаных палеоканалов, обладающих улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Результаты цифровой модели можно использовать
в качестве основы для оценки запасов углеводородов и для гидродинамических расчетов.
и анализов керна и промысловой геофизики получен опыт моделирования продуктивных отложений тюменской свиты. Предложен способ моделирования отложений тюменской свиты Новомостовского и Западно-Новомостовского месторождений, позволяющий выполнить геометризацию
в разрезе песчаных палеоканалов, обладающих улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Результаты цифровой модели можно использовать
в качестве основы для оценки запасов углеводородов и для гидродинамических расчетов.
1. Закревский К.Е., Майсюк Д.М., Сыртланов В.Р. Оценка качества 3D-моделей. М.: Маска, 2008. 272 с.
2. Копылов В.Е., Калугин А.А. Отчет «Специализированная переобработка и переинтерпретация геолого-геофизической информации с целью создания новой концептуальной сейсмологической модели среднеюрских отложений Новомостовского месторождения». Договор № 17С2655. Москва, 2019.
3. Гаврилов С.С. Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа (на примере юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири). Диссертация. М., 2008.
4. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные резервуары). Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС, 2011. 140 с.
5. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 258 с.
6. Калугин А.А., Алексеева А.Д., Торопов Э.С., Стариков В.С. Моделирование петрофизических кубов на примере пластов группы АВ Ватьеганского месторождения // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли, 2020. С. 63–65.
7. Алексеева А.Д., Доценко А.С., Дручин В.С., Калугин А.А. Особенности геологического трехмерного моделирования нефтяных залежей неоднородных коллекторов тюменской свиты на основе концептуальной модели // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени
И.М. Губкина. 2021. № 4. С. 50–58.
2. Копылов В.Е., Калугин А.А. Отчет «Специализированная переобработка и переинтерпретация геолого-геофизической информации с целью создания новой концептуальной сейсмологической модели среднеюрских отложений Новомостовского месторождения». Договор № 17С2655. Москва, 2019.
3. Гаврилов С.С. Трехмерное геологическое моделирование природных резервуаров на основе литолого-фациального анализа (на примере юрских и нижнемеловых отложений Западной Сибири). Диссертация. М., 2008.
4. Барабошкин Е.Ю. Практическая седиментология (терригенные резервуары). Пособие по работе с керном. Тверь: ГЕРС, 2011. 140 с.
5. Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва – Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. 258 с.
6. Калугин А.А., Алексеева А.Д., Торопов Э.С., Стариков В.С. Моделирование петрофизических кубов на примере пластов группы АВ Ватьеганского месторождения // Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли, 2020. С. 63–65.
7. Алексеева А.Д., Доценко А.С., Дручин В.С., Калугин А.А. Особенности геологического трехмерного моделирования нефтяных залежей неоднородных коллекторов тюменской свиты на основе концептуальной модели // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени
И.М. Губкина. 2021. № 4. С. 50–58.
Киришев А.С., Головкина М.В.,
Панферова Е.Ю., Дручин В.С.,
Доценко А.С.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«КогалымНИПИнефть»
Тюмень, Россия
artem.kirishev@lukoil.com
Панферова Е.Ю., Дручин В.С.,
Доценко А.С.
Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
«КогалымНИПИнефть»
Тюмень, Россия
artem.kirishev@lukoil.com
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Данная модель послужит более надежной детализированной основой для выполнения проектного технологического документа на разработку месторождения, также позволит оптимизировать размещение поисково-разведочного и эксплуатационного проектного фонда скважин в отложениях тюменской свиты, определить точность запасов.
нефть, скважина, керн, запасы нефти, Тюменская свита, пласт, палеоканал
25.10.2022
Киришев А.С., Головкина М.В., Панферова Е.Ю., Дручин В.С., Доценко А.С. Опыт моделирования отложений Тюменской свиты на примере Новомостовского, Западно-Новомостовского месторождений Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 7. С. 34–38.
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
УДК 550.98
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88