Методика відображення в цифровій геологічної моделі літолого-фаціальних особливостей теригенно колектора

В.П. Мангазея, В.Б. Бєлозьоров, І.М. Кошовкін, А.В. Рязанов

Теригенні колектори нафтових родовищ Західного Сибіру характеризуються високою неоднорідністю і слабкою узгодженістю фільтраційно-ємнісних властивостей (ФЕС). У статті розглядається апробована на деяких родовищах Томської області методика аналізу і прогнозу ФЕС на основі концепції гідравлічних типів колектора, що дозволяє ділити й класифікувати породи з близькими характеристиками порового простору. В основі лежить процес аналізу всієї сукупності геолого-геофізичної інформації із залученням математичного апарату, який передбачає моделювання умов формування та фільтраційних можливостей піщаних резервуарів виходячи з уявлень про їх структурі. З урахуванням того, що структура колектора зумовлює динаміку руху в рідкої фази, побудова геологічних моделей родовищ нафти на основі просторового розподілу гідравлічних типів колектора дозволяє істотно підвищити ефективність і адекватність комп'ютерного моделювання резервуара.

Актуальність проблеми.

Впровадження комп'ютерних технологій побудови моделей родовищ, розрахунок по них показників експлуатації та розробка геолого-технічних заходів вимагають побудови коректних геологічних моделей продуктивних резервуарів. Відображення геологічної будови в цифрову форму має враховувати всі різноманіття ФЕС колектора. Така постановка передбачає створення процедур формалізованого опису неоднорідностей резервуара, обумовлених літологічних особливостями пласта і виявляються як у його зовнішніх, так і внутрішніх властивості. Зовнішні властивості відображають фаціальні неоднорідність будови колектора, формування якого пов'язане, як правило, з конкретними обстановка опадонакопичення. Кожна господарство має своє просторове розвиток, де ФЕС колектора можуть бути охарактеризовані індивідуальної залежністю пористості і проникності. Межах розділу фаціальних обстановок властиво формування непроникних бар'єрів, представлених прошарками глин і карбонатізірованних пісковиків, що виконують роль фронтальних екранів для покладів нафти і газу. До зовнішніх властивостях колектора можна віднести його макрофільтраціонную неоднорідність за розрізу і площі. У розрізах це відображається в послідовному збільшенні або зменшенні гранулометричних різниць, що впливають на проникність, від підошви до покрівлі пласта, або в однорідному, характеристичної, розподілі зернистості. Кожній фаціальні обстановці властива своя послідовність гранулометричного розподілу по розрізу, що впливає на стан і величину інтервалу припливу вуглеводнів в обсязі колектора.

Внутрішні властивості пласта проявляються в його текстурних особливості, які формують мікрофільтраціонную неоднорідність колектора і характеризують нерівномірність припливу вуглеводнів у свердловину за площею. Спостережувані різновиди косослоістих текстур, пов'язані з проявом брижах (течій, хвилювань, луноподобной, хвилястим, лінзовід-ний), можна об'єднати у дві великі групи: упорядкування шаруваті і хаотичні. Для впорядкованої групи властиві хороша витриманість прошарку в одному напрямку і часте їхнє чергування перпендикулярному. У хаотично косослоістих колекторах витриманість прошарку в будь-якому напрямку відсутній. Внаслідок цього в впорядкованої групі проявляється просторова анізотропія фільтрації, в хаотичної - вона відсутня.

Оскільки структура колектора зумовлює динаміку руху в ньому рідкої фази, побудова геологічних моделей родовищ нафти з урахуванням будови резервуарів може істотно підвищити ефективність і адекватність комп'ютерного моделювання резервуара. Внаслідок тісного зв'язку неоднорідності ФЕС колектора з умовами його формування відображення геологічних особливостей формування резервуару в комп'ютерній геологічної моделі припускає створення адекватних методів і процедур, що дозволяють отримати найбільш повний обсяг інформації про будову резервуара. Процес побудови статичної геологічної моделі резервуара з урахуванням його літолого-фаціальні структури припускає наступні етапи:

-- побудова літолого-седиментаційних моделі (виділення літофацій і літотіпов) за даними геофізичних досліджень свердловин (ГІС), досліджень керна, даним сейсморозвідки;

-- виділення типів колектора (гідравлічних одиниць потоку), що беруть участь в будові продуктивного пласта родовища, розрахунок індикатора для кожного типу колектора за даними досліджень керна;

-- побудова петрофізіческой моделі з урахуванням стохастичного розподілу гідравлічних одиниць потоку в межах кожної фаціальні обстановки.

Побудова літолого-седиментаційних моделі.

Побудова моделі передбачає детальне макро-і мікролітологіческое опис, вивчення кернового матеріалу і результатів ГІС для:

-- виділити об'єкт вивчення в осадовою товщі та діагностики умов його формування на рівні фаціальні групи;

-- аналізу неоднорідності будови колектора по площі (виділення літотіпов) і розрізу (виділення літофацій);

-- побудови попередньою літолого-фаціальні моделі колектора;

-- підбору типу седиментаційних моделі з сімейства альтернативних;

-- деталізації літолого-фаціальні моделі відповідно до седиментаційних;

-- аналізу постседіментаціонних змін ФЕС піщаних резервуарів та їх зв'язок з фаціальні особливостями формування колектора.

Процедури формування літолого-седиментаційних моделі проводяться в певній послідовності.

Крок 1. Виділення продуктивного резервуара (об'єкта дослідження) та його кореляція за наявним фонду свердловин.

Крок 2. За даними вивчення кернового матеріалу визначається фаціальні група відкладень (континентальна, морська, перехідна), яка характеризує умови формування колектора. Це дозволяє значно зменшити кількість можливих обстановок опадонакопичення піщаних утворень, що беруть участь у формуванні колектора, і сприяє більш однозначного фаціальні аналізу відкладень по формі кривої ПС.

Крок 3. Проводиться систематизація неоднорідності будови пласта за площею і розрізом для формування попередньої тривимірної фаціальні моделі колектора. При цьому під літотіпом розуміється різновид порід або «геологічне тіло з певним комплексом взаємопов'язаних суттєвих ознак -- конституційних (речовий склад, будову) і додаткових, індикативних - Фітоценози, конкреції ». Виділення літотіпов розрізу виконується з метою районування території з характерним для даного родовища ознаками неоднорідності будови самого колектора (форма кривої ПС, особливості фільтраційної неоднорідності пласта в розрізі, типізація розрізів по літологічний неоднорідності ін). Наявність літофацій характеризує літологічних неоднорідність будови колектора в межах виділених літотіпов розрізу.

На Крапівінском родовищі за формою кривої ПС і неоднорідності ФЕС продуктивного шару можна виділити чотири літотіпа розрізу (рис. 1, а), а особливостям літологічного будови виділених літотіпов розрізу - п'ять літофацій (рис. 1, б).

Крок 4. Формується попередня літолого-фаціальні модель колектора (або ряд альтернативних моделей) на основі аналізу кернового матеріалу та проведеної систематизації неоднорідності будови пласта по літотіпам розрізу.

Крок 5. Підбирається аналог сучасної седиментаційних обстановки облог-конакопленія у відповідності з просторовим розподілом літотіпов. літологічний характеристикою літофацій та прийнятої фаціальні групою (крок 2). У рамках вибраного аналога пояснюється геологічна природа формування літотіпов розрізу, проводиться фаціальні діагностика літофацій і прогнозуються обстановки опадонакопичення, передбачувані седиментаційних моделлю, але не виявлені за результатами буріння (див. рис. 1, б).

Крок 6. З урахуванням побудованої фаціаль-но-седиментаційних моделі на основі інтерпретації даних сейсморозвідки уточнюються просторові кордону виділених літотіпов розрізу і прогнозуються зони фаціальних обстановок, не виявлені бурінням, але передбачувані седиментаційних моделлю.

Крок 7. Уточнюється фаціальні модель колектора на основі проведеної сейсмогеологічного інтерпретації.

Методика виділення типів колектора для родовища.

Порода юрських колекторів родовищ Західного Сибіру характеризуються слабкою узгодженістю ФЕС. Для побудови цифрової моделі конкретного резервуара слід визначитися в базовому елементі, що характеризує, з одного боку, структуру моделі і неоднорідність її ФЕС, а з іншого,-зв'язок базового елементу з геологічними, петрофізіческімі і гідродинамічними дослідженнями. З урахуванням того, що ФЕС відображаються у значеннях пористості і проникності, найбільш доцільно в якості основи формування математичної моделі прийняти параметр, що інтегрує ці характеристики.

В вітчизняній літературі в рамках такого підходу розроблена оціночна класифікація піщано-алеврітових колекторів нафти і газу з міжзернової пористістю [1]. Її істотним недоліком є відсутність контролю зміни між пористістю і проникністю у межах виділених класів колекторів, що пов'язане з якісним підходом систематизації пористості і проникності в залежності від гранулометричний неоднорідності теригенно резервуара.

В практиці зарубіжних досліджень інтеграція пористості і проникності при описі ФЕС шорсткого колектора розглядається з точки зору концепції гідравлічних одиниць потоку (колектора) HU [2-7], що дозволяють виділяти типи (класи) порід з близькою характеристикою порового простору. Відповідно з формулюванням гідравлічний одиниця юллектора (потоку) визначається як «Представницький елементарний об'єм породи, усередині якого геологічні і петрофізіческіе властивості, що впливають на перебіг рідини, взаємно узгоджені і передбачувано відмінні від властивостей інших порід ». Крім петрофізіческіх параметрів гідравлічні одиниці мають просторовий розвиток, підкреслюючи літології-чного та фаціальні неоднорідність колектора. Однак при цьому один тип колектора може утворюватися в різних фаціальних обстановках і навпаки, як правило, в межах однієї фації присутні кілька гідравлічних одиниць потоку. Можливість HU характеризувати неоднорідність ФЕС резервуара в просторі дозволяє вибрати її в якості базового елементу при побудові математичної моделі колектора. Виділення гідравлічної одиниці потоку базується на розрахунку параметра індикатора гідравлічної одиниці Flow zone indicator -