Классификация месторождений

Классификация месторождений Месторождение нефти и газа - совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой 1 Классификации месторождений По отношению объема нефтенасыщенной части залежи двухфазные залежи подразделяются на залежи к объему - нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой (V > 0,75) ; - газо- или газоконденсатнонефтяные ( 0,50 < V < 0, 75); - нефтегазовые или нефтегазоконденсатные ( 0,25 < V <0,50 ); - газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V < 0, 25 ). всей В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть. Месторождением называется совокупность приуроченных к единому структурному элементу залежей, связанных общим участком земной поверхности. По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа нефтяные и нефтегазовые месторождения подразделяются на : уникальные, содержащие более 300 млн. т нефти или более 500 млрд. куб. метров газа ; крупные, содержащие от 30 до 300 млн.т нефти или от 30 до 500 млрд. куб. метров газа; средние, содержащие от 10 до 30 млн.т.нефти или от 10 до 30 млрд. куб. метров газа; мелкие, содержащие менее 10 млн.т нефти или менее 10 млрд. куб. метров газа. • В процессе поисковых и разведочных работ на нефтяных месторождениях должен быть проведен комплекс геологоразведочных работ, позволяющий, прежде всего, оценить промышленные запасы как отдельных залежей, так и всего месторождения, затем на этой основе дать геолого-промысловую и экономическую оценку месторождения и приступить к проектированию его разработки. • Проводимый на месторождении комплекс геологоразведочных работ отражается в их определенной последовательности, т. е. стадийности. • На каждой стадии решаются определенные геологические задачи, которые ставятся в процессе изучения того или иного месторождения Этапы проведения ГРР • 1. Региональный; • 2. Поисково-оценочный; • 3. Разведочно-эксплуатационный. 4 Региональный этап Региональные работы проводятся в неизученных и слабоизученных регионах, а также при исследовании отложений, которые раньше не попадали в сферу интересов нефтяников (подсолевые, глубоко погруженные отложения и т.п.) Цели: • изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литологостратиграфических комплексов; • оценка перспектив их нефтегазоносности; • определение первоочередных районов и комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ. 5 Региональный этап включает две стадии: прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления. Стадия прогноза нефтегазоносности. Цели и задачи работ на первой стадии – выявление литологостратиграфических комплексов, зон возможного нефтегазонакопления, оценка перспектив нефтегазоносности, здесь оцениваются прогнозные ресурсы нефти и газа категории Д2 и частично Д1 и обосновывается выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. • Стадия оценки зон нефтегазонакопления. Основными объектами исследований этой стадии являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления. Основные задачи этой стадии – определение соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфическими комплексами, выделение наиболее крупных ловушек, количественная оценка перспектив нефтегазоносности Поисковый этап Объектами работ на данной стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения в районах с установленной или возможной нефтегазоносностью. Цели: обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях, предварительная геометризация залежей и подсчет запасов; выявление условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных комплексов;. выделение перспективных ловушек; выбор объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению; выбор мест заложения поисковых скважин. Задачи: выявление в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа; изучение фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов (эффективных толщин, пористости, нефтегазонасыщенности и др.) установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем; подсчет запасов открытых залежей. 8 Поисковый этап Поисковый этап разделяется на стадии: • выявления объектов поискового бурения; • подготовки объектов к поисковому бурению; • поиска и оценки месторождений (залежей). В случае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геологогеофизические материалы в установленном порядке представляются на государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс. Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. 9 • • • • • • • • • • ПОИСКОВЫЙ ЭТАП СТАДИЯ ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) Объектами работ на этой стадии являются ловушки, подготовленные для поискового бурения. ЗАДАЧИ НА ЭТОЙ СТАДИИ СВОДЯТСЯ К: Ø выявлению в разрезе нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов залежей нефти и газа; Ø определению геолого-геофизических свойств (параметров) горизонтов и пластов; Ø выделению, опробованию и испытанию нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получению промышленных притоков нефти и газа, установлению свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов; подсчету запасов открытых залежей; Стадия поиска месторождений (залежей), а вместе с ней и поисковый этап завершается или получением первого промышленного притока нефти и газа, или обоснованием бесперспективности изучаемого объекта. • В процессе оценки решаются следующие вопросы: - установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем; изучение физико-химических свойств нефти, газа, конденсата в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств; - изучение фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов; - определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности; установление коэффициентов продуктивности скважин и добывных возможностей; - предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С2 и С1. В процессе поиска месторождений (залежей) решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа. • В случае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геологогеофизические материалы в установленном порядке представляются на государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс. • • • • • • • • • ПОИСКОВЫЙ ЭТАП СТАДИЯ ВЫЯВЛЕНИЯ И ПОДГОТОВКИ ОБЪЕКТОВ ДЛЯ ПОИСКОВОГО БУРЕНИЯ На этой стадии геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся работы по созданию фонда перспективных локальных объектов. ЦЕЛЬ РАБОТЫ: Ø выявление условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов;. Ø выделения перспективных ловушек; Ø выбора, объектов и определения очередности их подготовки к поисковому бурению; Ø выбора мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах. Изучение строения залежей Типовой комплекс работ поисково-оценочного этапа включает : Сейсморазведку; Электроразведку; Магниторазведку; Гравиразведку; Бурение поисковых скважин. Геофизическими методами (чаще всего сейсморазведкой) ведутся работы по созданию фонда перспективных локальных объектов. 13 Разведочный этап Объектами проведения работ являются открытые месторождения (залежи) нефти и газа. Цели: • изучение характеристик месторождений (залежей), • определение фазового состояния УВ залежей; • установление типа залежей; • уточнение промысловых характеристик эксплуатационных месторождения к разработке объектов, т. е. подготовка Задачи: • уточнение положения контактов газ - нефть - вода и контуров залежей; • бурение разведочных, а в ряде случаев эксплуатационных скважин; • переинтерпретация геолого-геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам; • установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик; • подсчет запасов; 14 • РАЗВЕДОЧНЫЙ ЭТАП • Объектами работ на этом этапе служат открытые месторождения и выявленные залежи. • В ПРОЦЕССЕ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ РЕШАЮТСЯ СЛЕДУЮЩИЕ ЗАДАЧИ: • Ø установление основных характеристик месторождений (залежей) для определения их промышленной значимости; • Ø определение фазового состояния УВ залежей; • Ø изучение физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств; • Ø установление типа коллекторов и их фильтрационно-емкостных характеристик; • Ø установление типа залежей; • Ø определение эффективных толщин, значений пустотности, нефтегазонасыщенности отложений; • Ø установление коэффициентов продуктивности скважин; • Ø подсчет запасов; • Ø разделение месторождений на промышленные и непромышленные; • Ø выбор объектов и этажей разведки, выделение базисных залежей и определение очередности проведения на них опытно-промышленной эксплуатации и подготовки к разработке. Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей • Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков понимают временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Пробная эксплуатация осуществляется в соответствии со специально составленными проектами. Исходной информацией для составления проекта служат данные разведки месторождений, полученные в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации отдельных разведочных скважин. • Основная цель пробной (опытной) эксплуатации нефтяной залежи заключается в определении ее энергетической характеристики, степени взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между отдельными пластами, нефтяной и законтурной частями залежи, а также в оценке фильтрационных характеристик залежи продуктивного пласта, которые определяются гидродинамическими (промысловыми) методами исследований [ . Опытно-промышленная разработка нефтяных залежей - промышленные испытания новой техники и новых технологий разработки. Опытно-промышленная разработка осуществляется по технологическим схемам или проектам опытно-промышленной разработки, составляемых как для разведываемых площадей, так и для объектов или их участков, находящихся на любой стадии промышленной разработки Стадии разработки залежей • ПЕРВАЯ СТАДИЯ (стадия ввода месторождения в эксплуатацию) - интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. • ВТОРАЯ СТАДИЯ (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. • ТРЕТЬЯ СТАДИЯ (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации. • ЧЕТВЕРТАЯ СТАДИЯ (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти 18 Скважины: Типы скважин: Встречаются следующие виды классификации скважин: по глубине: - скважины малой глубины (менее 1000 м); - глубокие скважины (1000 - 5000 м); - сверхглубокие скважины (свыше 5000 м). по диаметру: - скважины небольшого диаметра (25 - 100 мм); - скважины со средним диаметром (100 - 500 мм); - скважины большого диаметра (500 - 900 мм и более); по степени отклонения от вертикальной оси: - вертикальные скважины; - наклонные скважины; - искривленные скважины; - горизонтальные скважины; по количеству спускаемых в скважину эксплуатационных колонн: - однорядные; - многорядные (двух - семи рядные); по характеру бурения: - бурение одиночных скважин; - кустовое бурение (количество стволов скважин от двух до 12 и более); по назначению: - опорные; - структурно-поисковые; - разведочные; - параметрические; - эксплуатационные; - оценочные; - нагнетательные; - наблюдательные; - специальные. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных регионов с целью установления общих закономерностей залегания горных пород и выявления возможностей образования в этих породах месторождений нефти и газа. Параметрические скважины бурят для изучения глубинного геологического строения и сравнительной оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления; выявления наиболее перспективных районов для детальных геологопоисковых работ, а также для получения необходимых сведений о геолого-геофизической характеристике разреза отложений с целью уточнения результатов сейсмических и других геофизических исследований. Назначение структурно-поисковых скважин - установление (уточнение) тектоники, стратиграфии, литологии разреза пород, оценка возможных продуктивных горизонтов. Разведочные скважины служат для выявления продуктивных пластов, а также для оконтуривания разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений. Эксплуатационные (добывающие) скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождения. В категорию входят не только добывающие скважины, но и скважины позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные). Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки. Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Специальные скважины бурят для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты, разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ГЕОЛОГО - ПРОМЫСЛОВОЙ ИНФОРМАЦИИ • изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды • исследование скважин геофизическими методами (ГИС) • изучение технического состояния скважин • контроль за изменением характера насыщения пород • гидродинамические методы исследования скважин • наблюдения за работой добывающих и нагнетательных скважин. Первичная геологическая информация 1.Каротажные материалы по разведочным скважинам; 2.Описание керна по разведочным скважинам; 3.Литолого-минералогическая характеристика отложений; 4. Биофациальная характеристика; 5.Сейсмические исследования; 6.Тектонический анализ территории; 7. Данные региональной геологии. 25 ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ НАБЛЮДЕНИЕ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В процессе бурения скважин необходимо: 1) отбирать керн для уставления стратиграфической и литологической характеристик пород, изучения коллекторских свойств продуктивных горизонтов и содержания в них нефти, газа и воды; 2) изучать разрез скважины в целом путем промыслово-геофизических и косвенных наблюдений с целью установления стратиграфической последовательности залегания пород , их толщины и фациальной характеристики, а также положения нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов и их взаимных соотношений; 3) определять свойства и качества нефти, газа и воды, обнаруженных при бурении, а также производительность вскрытых пластов путем опробования, если для этого имеются технические возможности; 4) изучать особенности бурения скважины путем наблюдения за появлением признаков нефти, газа и воды, появлением обвалов, нарушением циркуляции в связи с уходом глинистого раствора и т. д. ОТБОР И ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН Отбор образцов пород. Отобранный керн поднимают на поверхность и всесторонне изучают. Выбор интервала. В поисковых и разведочных скважинах отбор керна ведется в интервалах с ожидаемой нефтегазоносностью отложений, либо при появлении нефтегазопроявлений в процессе бурения В эксплуатационных скважинах Керн берут лишь в единичных скважинах в интервале продуктивного горизонта для его детального изучения. Помимо указанного выше, скважины могут быть пробурены со специальными целями: опорные скважины - для изучения геологического строения недр; в них обязательно проводится сплошной отбор керна; оценочные скважины - для изучения строения продуктивных горизонтов и содержания в них нефти; в этом случае обязательным является сплошной отбор керна по всей толщине продуктивного горизонта. ИЗУЧЕНИЕ ОБРАЗЦОВ ПОРОД ПОЛУЧЕННЫХ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ СКВАЖИН При изучении керна необходимо получить следующую информацию: - наличие признаков нефти и газа; - литологическую характеристику пород и их стратиграфическую принадлежность; - коллекторские свойства пород; - структурные особенности пород и возможные условия их залегания. Комплекс исследований керна 1. Увязка керновой колонки с геофизическими материалами; 2.Послойное литологическое описание разрезов скважин; 3.Прослеживание цикличности строения (выделение циклитов разного ранга); 4. Ритмостратиграфический анализ; 5. Текстурный анализ; 6. Выделение литогенетических типов пород и фаций; 7. Палинологические и макрофаунистические исследования; 9. Седиментологический анализ; 10.Описание пород в шлифах (гранулометрический анализ); 11. Палеогеографические построения. 29 Геофизические исследования скважин область прикладной геофизики, в которой современные физические методы исследования горных пород используются для геологического изучения разрезов, пройденных скважинами, выявления и оценки запасов полезных ископаемых, получения информации о ходе разработки месторождений и о техническом состоянии скважин. Геофизические исследования в скважинах, бурящихся на нефть и газ - промысловая геофизика. ГИС Цели проведения ГИС - получение информации о глубине залегания продуктивного пласта, его толщине, пористости, типах пород, слагающих пласт, проницаемости и т. д. Примеры: кажущееся удельное сопротивление пород (КС), потенциал электрического поля (ПС, измерение температуры по разрезу скважины (термометрический метод), измерение скорости звука в породах (акустический метод), измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т.д. Каротажные диаграммы Потенциал СП Сопротивление Для условий Западной Сибири стандартным комплексом является набор следующих методов: БК, БКЗ, ИК, ПЗ, ПС, РК. 31 • ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН • v ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ КАРОТАЖ основан на изучении • кажущегося удельного сопротивления пород (КС) и потенциала • электрического поля (ПС) вдоль ствола скважины. Кроме этого • применяют и другие методы исследования: • Ø измерение температуры по разрезу скважины • (термометрический метод); • Ø измерение скорости звука в породах (акустический метод); • Ø измерение радиактивности пород (радиактивный метод); и т.д. Задачи, решаемые ГИС: изучение геологического разреза; выявление и оценка МПИ (месторождений полезных ископаемых); контроль за разработкой месторождений; изучение технического состояния скважин; проведение прострелочных и взрывных работ; уточнение данных наземной геофизики; решение экологических задач; решение инженерно-геологических задач; решение гидрогеологических задач Классификация методов ГИС Электрические методы: КС, ПС, ВП, БК, БКЗ; Электромагнитные методы: ИК, ДК, ВИКИЗ, ЯМК; Радиоактивные методы: ГК, ГК-С, ГГК, ГГК-П, ГГК-П, ГГК-Ц, ГГКД,Т; Нейтронные методы: НГК, ННК-Т, ННК-НТ , НГК-С, ИНГК, ИННК-Т, ИНГК-С, СО-каротаж; Акустические методы: АК, ВАК, АКЦ, ВСП, АК-сканер, АК-Кав., ШМ, виброакустический каротаж; Термические методы: геотермия (естественное поле), термометрия (искусственное поле); Прямые методы: ИПТ, ОПК, ГДК; Изучение тех.состояния скважин: кавернометрия, профилеметрия, инклинометрия, ГГК-Ц, ГГК-Д,Т, ЛМ, ЭМД; Исследования действующих скважин: расходометрия, резистивиметрия, барометрия, ГДК. Методы технического контроля скважины Кавернометрия и профилеметрия – определение диаметра и профиля скважины (площадь поперечного сечения в каждой точке замера); Инклинометрия – определение положения скважины в пространстве; Термометрия – определение температурного градиента, определение температуры забоя скважины. • ИЗУЧЕНИЕ ВНУТРЕННЕГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖИ • ИЗУЧЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОВЕРХНОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ • (геофизические методы) • К геофизическим методам поисково-разведочных работ относятся СЕЙСМОРАЗВЕДКА, ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКА, • МАГНИТОРАЗВЕДКА И ГРАВИРАЗВЕДКА. • СЕЙСМИЧЕСКАЯ РАЗВЕДКА основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: • взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; • вибрацией; • преобразователями взрывной энергии в механическую. • Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстреепроникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. Основы сейсморазведки Сейсморазведка - это геофизический метод исследования строения земной коры и разведки полезных ископаемых, основанный на изучении распространения упругих волн, возбуждаемых взрывами или невзрывными источниками сейсмических колебаний Скорость распространения сейсмических волн в породах различной плотности неодинакова: чем плотнее порода, тем быстрее проникают сквозь нее волны. На границе раздела двух сред с различной плотностью упругие колебания частично отражаются, возвращаясь к поверхности земли, а частично преломившись, продолжают свое движение вглубь недр до новой поверхности раздела. 37 Основы сейсморазведки Сейсморазведка основана на использовании закономерностей распространения в земной коре искусственно создаваемых упругих волн. Волны создаются одним из следующих способов: • взрывом специальных зарядов в скважинах глубиной до 30 м; • Вибрационными источниками; • преобразователями взрывной энергии в механическую. 38 Основы сейсморазведки • • • • ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СЕЙСМОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ : 1 - источник упругих волн; 2- сейсмоприемники; 3 – сейсмостанция Отраженные сейсмические волны улавливаются сейсмоприемниками. затем полученные графики колебаний земной поверхности расшифровываются, определяется глубина залегания пород, отразивших волны, и угол их наклона. 39 Основы сейсморазведки • • • • Структура отображается на временной сейсмической карте Карты скоростей строятся по скважинным данным Скорость = глубина горизонта / время пробега волны до горизонта Затем временные карты преобразуются в глубинные (Глубина = время х скорость) 40 Основы сейсморазведки Сейсмические методы применяются для: –выделения структурных элементов –картирования нарушений -выявления стратиграфических изменений и картирования осадочных фаций –определения наличия углеводородов 41 Основы сейсморазведки При использовании сейсморазведки можно определить: • Местоположение потенциальной ловушки углеводородов • Размер, форму и контур ловушки • Строение и качество резервуара • Тип флюида и степень насыщенности • Динамическое состояние резервуара 42 Нефтяная система Нефтяная система - это динамическая система, генерирующая углеводороды и действующая в геологических масштабах пространства и времени. Для такой системы требуется своевременное появление определенных геологических элементов и процессов, необходимых для образования залежей углеводородов. Нефтяная система включает в себя комплекс состоящий из нефтепроизводящей породы, пород по которым осуществляется миграция УВ, пород коллекторов, ловушек аккумулирующих нефть и газ. 43 Природные резервуары нефти и газа Резервуар (фр. reservoir - вместилище, лат. reservo - сберегаю) - это природное геологическое тело, внутри которого возможна циркуляция флюида. Резервуар состоит из нефтегазопроводящей породы – коллектора и флюидоупора - непроницаемых пород покрышки. Ловушкой нефти и газа называется часть природного резервуара, в которой может происходить накопление углеводородов. Для образования ловушки нужно, чтобы резервуар изменил свою первоначальную форму залегания или утратил проницаемость по простиранию. Классификация природных резервуаров нефти и газа По условиям залегания: пластовые массивные неправильные формы или литологически ограниченные Природные резервуары всегда заполнены водой. Воды могут быть: седиментационными (элизионными), или первичными инфильтрациоными т.е. вторичными. Углеводороды в природном резервуаре, заполненном водой, вследствие гравитационного эффекта, вытесняя воду, всегда мигрируют вверх, к кровле пласта и по его восстанию до непроницаемого флюидоупора.. Природные резервуары Пример: залежь пластовая, сводовая, водоплавающая 47 Классификация природных резервуаров нефти и газа Пластовый резервуар Классификация природных резервуаров нефти и газа Массивный резервуар Массивно однородный Массивно неоднородный Пластовый резервуар 50 Массивный резервуар 52 Тектонические дислокации делятся на два типа: 1. пликативные (складчатые, пластические), 2. дизъюнктивные (разрывные). Метаморфические и тектонические процессы 54 Тектонические дислокации Пликативные тектонические дислокации (складчатые, пластические) не ведут к возникновению разрывов (трещин). Пликативные тектонические дислокации образуют волнообразные изгибы слоев, называемые складками. Пликативные тектонические дислокации образуют волнообразные изгибы слоев, называемые складками. Существует два основных вида складок: •антиклинальные, •синклинальные. 56 В строении каждой складки выделяют следующие элементы: • замок– место перегиба слоев; • крылья – расходящиеся от замка участки изогнутого слоя; • шарнир – линия перегиба складки в замке; • ось складки (свод складки) – проекция шарнира на горизонтальную плоскость; • осевая плоскость – плоскость, проведенная через шарнир и равноудаленная от обоих крыльев; • ядро – внутренняя часть складки, относительно которой произошло смятие слоев. 57 58 Разломы Дизъюнктивные тектонические дислокации (разрывы, разломы) – ведут к расколу слоев горных пород В зависимости от расположения крыльев выделяют следующие виды разломов: Сброс – висячее крыло опущено или сместитель расположен вертикально. Сбросы возникают в режиме растяжения слоев (например, в замке антиклинальной складки). Взброс – висячее крыло поднято. Сдвиг – крылья разрыва смещаются в горизонтальном направлении, не удаляясь друг от друга 59 Разлом, относительно которого произошло смещение слоев, называется сместителем. Переместившиеся относительно него блоки называются крыльями разрыва. Крыло, под которое падает наклонный сместитель, называется висячим, а противоположное ему крыло – лежачим. 60 В зависимости от расположения крыльев выделяют следующие виды разломов: • Сброс – висячее крыло опущено или сместитель расположен вертикально. Сбросы возникают в режиме растяжения слоев (например, в замке антиклинальной складки). • Взброс – висячее крыло поднято. • Сдвиг – крылья разрыва смещаются в горизонтальном направлении, не удаляясь друг от друга. 61 • Надвиг – висячее крыло поднято, но сместитель наклонен под углом менее 45о. Взбросы и надвиги возникают в режиме тектонического сжатия слоев (например, в ядре синклинали). • Горст – линейно вытянутый поднятый блок земной коры, ограниченный сбросами. • Грабен – линейно вытянутый опустившийся блок земной коры, ограниченный сбросами. 62 Основные типы дизъюнктивных тектонических дислокаций 63 Ключевые составляющие перспективного объекта с точки зрения нефтяных систем  Материнская порода: наличие, тип ОВ потенциал (мощность и качество), эффективность.  Миграция (доступ к флюиду): механизм, пути, направленность, эффективность.  Коллектор: наличие, эффективность, выдержанность.  Ловушка: наличие, нахождение в пространстве, типы, размеры.  Экраны/покрышки (высота залежи): вид, качество.  Тип флюида: фазовый состав УВ, история заполнения флюидом, процессы после аккумуляции УВ. 64 Типы горных породы Магматические: (напр., гранит) Осадочные: (напр., песчаник) Метаморфические: (напр., мрамор) Породы слагающие земную кору делятся на три основные категории, отражающие их происхождение. Магматические происходят из расплавленного материала мантии, осадочные из осажденного материала и метаморфические путем преобразования исходных типов пород под действием температуры и давления. Магматические породы Метаморфические породы Осадочные породы Типы осадочных пород относительная распространенность 69 Характеристика пород - коллекторов • Коллектор – это горная порода, способная вмещать в себя флюид и отдавать, при существующих методах эксплуатации месторождений. Любая порода, которая содержит сообщающиеся между собой поры, пустоты, трещины, может быть коллектором. Основные характеристики: • Общая толщина; • Эффективная толщина; • Песчанистость; • Пористость; • Проницаемость; • Геометрия песчаных тел. 70 Классификация осадочных пород • Терригенные - (от терра – земля, генос - рождение) (обломочные) образуются за счет накопления продуктов разрушения ранее существовавших пород. Песчаник, конгломерат • Хемогенные – образуются в результате выпадения веществ из истинных и коллоидных растворов. Отложения каменных солей галита, карналита; известняк, доломиты, гипс, ангидрит. • Органогенные – образуются из продуктов жизнедеятельности организмов. Известняки ракушечники, органогенные известняки, писчий мел, уголь. • Смешанные Мергели, песчанистые известняки Классификация обломочных пород Наибольшие Группы поперечные обломочных размеры пород обломков, мм Грубообломочные Песчаные Алевритовые Пелитовые Рыхлые породы Сцементированные породы сложенные обломками остроугольны ми и угловатыми окатанные > 100 Глыбы Валуны 100-10 Щебень Галечник 10-1 Дресва Гравий остроугольны ми и угловатыми Брекчии окатанные Конгломераты Гравелиты 1-0,1 Пески Песчаники 0,1-0,01 Алевриты Алевролиты < 0,01 Глины Аргиллиты Характеристика пород - коллекторов Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Первичная пористость – пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами – межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.). Вторичная пористость - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. 73 Общая пористость Общая пористость - суммарный объем пустот в породе. - Коэффициент общей пористости отношение суммарного объёма взаимосвязанных и изолированных пор к общему объёму горной породы Кп = Vпор / Vобр Кп - коэффициент пористости, Vпор- суммарный объем пор, Vобр – объем образца породы. 74 Типы пористости Открытая пористость – это объем связанных, сообщающихся между собой пор. коэффициент открытой пористости Ко= Vо / Vобр Vпор- объем открытых, взаимосообщающиихся пор, Vобр – объем образца породы. Эффективная пористость – это объем пор, из которых углеводороды могут быть извлечены при разработке. Коэффициент эффективной пористости Кэ= Vэ / Vобр Vпор- объем пор, через которые возможно движение флюида Vобр – объем образца породы. 75 Характеристика пород - коллекторов Свойства горной породы вмещать и пропускать через себя жидкости и газы называются фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Первичная пористость – пустоты образуются в процессе осадконакопления и породообразования (промежутки между зернами – межзерновые поры, между плоскостями наслоения, камеры в раковинах и т.д.). Вторичная пористость - поры образуются в результате последующих процессов: разлома и дробления породы, растворения, перекристаллизации, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, при доломитизации) и других процессов. Проницаемость • Проницаемость измеряется в Дарси или в мкм2. Обычно для оценки проницаемости пользуются практической единицей Дарси, или 1/1000 Дарси миллидарси (мД). • 1 Дарси - это проницаемость образца породы длиной в 1 см, площадью в 1 см2, которая пропускает через себя жидкость объемом 1 см3, вязкостью в 1 сантипуаз при перепаде давления фильтрующейся жидкости в 1 атм. • Отношение фазовой проницаемости, измеренной по какому-либо флюиду к абсолютной, измеренной в условиях полного насыщения породы этим флюидом, называется относительной или фазовой проницаемостью. • Абсолютная проницаемость – проницаемость, измеренная при прохождении через породу какого-либо флюида в условиях полного насыщения этим флюидов. • Способность породы пропускать через себя флюиды, называется эффективной проницаемостью. Отношение эффективной проницаемости к абсолютной проницаемости называется относительной или фазовой проницаемостью, 78 Классификация коллекторов (по А.А.Ханину) Проницаемость, мД Эффективная пористость, % Характеристика коллектора по проницаемости I >1000 16 - 29 Очень высокая Например: Средне и мелкозернистые песчаники II 500-1000 15 - 20 Высокая III 100-500 11 – 26,5 От высокой до средней IV 10-100 5,8 – 20,5 Пониженная V 1-10 2 - 12 VI <1 0,5 – 3,6 Класс Низкая Весьма низкая 80 Насыщение пород коллекторов Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот. Кн, Кг, Кв выражают в процентах от объема открытого пустотного пространства. для нефтенасыщенного коллектора Кн + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора Кг + Кв = 1; для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме остаточной воды еще и нефть: Кг + Кн+ Кв = 1 81 Покрышки 82 Типы покрышек по площади распространения: Региональные – распространены в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью. Субрегиональные – распространены в пределах нефтегазоносной области или большей ее части Зональные – распространены в пределах зоны или района нефтегазонакопления Локальные – распространены в пределах отдельных местоскоплений, обусловливают сохранность отдельных залежей 83 Типы покрышек по литологическому составу Однородные (глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава Неоднородные - (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) Смешанные - состоят из пород различного литологического состава, не имеющих ясной слоистости; Расслоенные - состоят из чередования прослоев 84 По соотношению с этажами нефтегазоносности Межэтажные – перекрывают этаж нефтегазоносности в моноэтажных местоскоплениях или разделяют их в полиэтажных местоскоплениях Внутриэтажные – разделяют продуктивные горизонты внутри этажа нефтегазоносности. По литологическому составу Однородные (глинистые, карбонатные; галогенные) - состоят из пород одного литологического состава Неоднородные (песчано-глинистые; глинисто-карбонатные; терригенно-галогенные и др.) Смешанные - состоят из пород различного литологического состава, не имеющих ясной слоистости; Расслоенные - состоят из чередования прослоев Группы глинистых пород по экранирующей способности Группа Максимальный диаметр пор, мкм Экранирующая способность покрышки Абсолютная проницаемость газу, м2 Давление по прорыва МПа A <0.01 Весьма высокая <10-21 >12 B 0.05 Высокая 10-20 8 C 0.3 Средняя 10-19 5.5 D 2 Пониженная 10-18 3.3 E 10 низкая 10-17 <0.5 газа, 87 Факторы, снижающие экранирующие свойства флюидоупоров • Трещиноватость Например, в зонах региональных разломов первоначальные пластичные свойства глин и солей утрачиваются, они становятся хрупкими, с раскрытыми трещинами и могут пропускать флюиды. • Степень однородности покрышек прослои песчаников и алевролитов ухудшают их качество. Чистые глины уплотняются интенсивней и характеризуются низкой проницаемостью. • Мощность покрышки Абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек в природе не существует. На больших глубинах глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами-коллекторами. 88 Ловушка Для образования ловушки нужно, чтобы резервуар изменил свою первоначальную форму залегания или утратил проницаемость по простиранию. 89 Типы ловушек • Структурная ловушка (сводовая) –образованная в результате изгиба слоев. • Стратиграфическая ловушка – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами. • Тектоническая ловушка – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой. • Литологическая ловушка – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми. 90 Классификация ловушек УВ Структурного типа: сводовые и тектонически экранированные Стратиграфические : стратиграфические несогласия Литологического типа: выклинивания, линзы Рифогенного типа Гидродинамические ловушки типы ловушек по насыщению 91 Нефтематеринские породы Нефтематеринская порода - это порода способная генерировать потенциально коммерчески выгодные количества углеводородов 92 Миграция углеводородов • Вслед за образованием углеводородов происходит их миграция (перемещение) и аккумуляция (скопление) в месторождения. Под миграцией понимается перемещение подвижных флюидов углеводородов в горных породах. • Наблюдения над естественными нефтегазопроявлениями давно привели исследователей к мысли, что нефть и газ мигрируют в земной коре по макро- и микротрещинам и по разломам. О миграции нефти в земной коре свидетельствуют многочисленные данные, полученные при эксплуатации месторождений. • Условно выделяют две фазы миграции: первичную и вторичную. 93 Первичная и вторичная миграция Первичная – перемещение микронефти внутри нефтематеринской толщи и уход из нее в природные резервуары, т.о. процесс перехода флюида из НМП (вынос нефти из нефтематеринских пород водой в виде мельчайших капелек) Вторичная - перемещение нефти и газа в пласте или группе гидравлически связанных пластов, перемещение из одного пласта в другой 94 • 1. Факторы миграции. • уплотнение пород, которое способствует отжатию седиментационных вод с растворенными УВ из областей наибольшее уплотнения (пелитовые породы) в области меньшего уплотнения (коллекторы); • увеличение давления газов в нефтегазоматеринских толщах, которое способствует первичной миграции. Повышение давления газовой фазы под влиянием прогрессирующего прогибания бассейна и интенсификации процесса газообразования благоприятствует растворению нефти в газах и растрескиванию пород с формированием микротрещин. • Всплывание нефти и газа в коллекторе ввиду различия плотностей флюидов, его заполняющих, происходит по микро- и макротрещинам и крупным порам и кавернам. Чем интенсивнее дислоцированы слои и чем больше разница в плотностях УВ и воды, тем больше и сила всплывания. А.Л.Козлов допускает миграцию нефти и газа по пластуколлектору в силу их плавучести даже при незначительных углах наклона слоев. • Гидравлический фактор играет важную роль при миграции нефти игаза в растворенном виде в составе подземных вод. Активная гидродинамическая обстановка, возникающая при движении подземных вод способствует перемещению УВ как в растворенном так и в свободном состоянии. Геологические риски • В пределах оценочного процесса риск определяется как геологический риск, то есть, риск в том, что существует продуктивная залежь углеводородов. Мы полагаем, что продуктивное накопление обеспечит при испытании стабилизированный дебит углеводородов. Геологический риск оценивается через рассмотрение вероятности, что следующие четыре независимых фактора существуют: • • Присутствие зрелой материнской породы (P источник) • • Присутствие пористого коллектора (P коллектор) • • Присутствие ловушки (P ловушка) • • Динамика (P динамика) или соответствующее времени формирования ловушки относительно выбора времени миграции, путей для миграции углеводородов от источника к коллектору, и сохранение углеводородов до настоящего момента. • Вероятность геологического успеха (Pг) считается путем умножения вероятности возникновения каждого из четырех коэффициентов. • (Pг)= (Pисточник)* (Pколлектор)* (Pловушка)*(Pдинамика) • Если любой из этих коэффициентов вероятности - ноль, вероятность геологического успеха - ноль. 96 Подсчет запасов нефти и газа Для чего и как используются оценки запасов? • Задача компаний – получение прибыли • Запасы – это имущество нефтегазовых компаний • Компании должны управлять своим имуществом для того, чтобы эффективно вести хозяйственную деятельность и оправдывать ожидания инвесторов (собственников) • Законы и правила требуют раскрытия определенной информации о запасах Термины и определения Геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата и содержащихся в них попутных компонентов, наличие которых в недрах и промышленное значение доказано бурением. Ивлекаемые запасы - часть начальных геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологий добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Геологические ресурсы - количество нефти, газа, конденсата и попутных компонентов в невскрытых бурением ловушках или нефтегазоносных комплексах. Наличие скоплений нефти, газа и конденсата в недрах предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок и результатов геологических, геофизических и геохимических исследований. Извлекаемые ресурсы - часть начальных геологических ресурсов, извлечение которых из недр экономически эффективно на дату оценки. Промышленно- значимые запасы - это запасы разработка которых при существующих технологических, экономических и других условий на момент подсчета запасов рентабельны. Непромышленные запасы - часть начальных геологических запасов, которые не извлекаются при существующих технических и экономических условиях. Непромышленные запасы определяются как разница между начальными геологическими запасами и извлекаемыми запасами. Какие запасы оцениваются? Запасы углеводородов - это оцениваемые объемы, которые, как ожидается, будут добыты в определенных географических районах из определенных геологических интервалов       Оцениваются объемы: Нефти Конденсата Природного газа Сжиженного природного газа Сопутствующих компонентов • КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ И РЕСУРСОВ • Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ. • При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом, по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно • Существует несколько основных методик оценки и подсчета запасов: • Метод аналогий (объемно-генетический) • Объемный метод • Метод кривых эксплуатации или статистический • Метод материального баланса • Метод аналогий. В основе лежит предположение о сопоставимости рассматриваемого пласта пластам-аналогам в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов. • Объемный метод. Основан на использовании данных о коллекторских свойствах пород и свойствах флюида для расчета объемов начальных геологических запасов и последующего определения той их части, которая может быть добыта в результате реализации конкретного проекта (проектов) разработки. • Метод материального баланса. Основан на анализе динамики изменения давления в пласте по мере отбора из него флюида. • Метод анализа эксплуатационных показателей. Основан на анализе изменения темпов отбора и фазового состава добываемой продукции в зависимости от времени и величины накопленной добычи по мере истощения залежи. Метод аналогий • Используется для оценки запасов и ресурсов на стадиях геологоразведочных работ и ранних стадиях разработки при ограниченном объеме данных о непосредственных измерениях подсчетных параметров. • Сущность методики принятия по аналогии заключается в предположении о сопоставимости рассматриваемого пласта пластам-аналогам в отношении коллекторских свойств пород и свойств флюида, влияющих на определение величины конечных извлекаемых запасов Объемный метод Используется для подсчета запасов на всех этапах и стадиях геологоразведочных работ, а также в процессе опытной эксплуатации и разработки месторождений нефти и газа. Сущность метода заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям залегающих в пустотном пространстве пород-коллекторов. Последовательность подсчета: Определение объема пород-коллекторов, содержащих углеводороды Определение средней пористости пород-коллекторов Определение средней нефтегазонасыщенности пород-коллекторов Приведение объема углеводородов к стандартным условиям Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности Объемный метод Запасы нефти Qн = S * h * Кп * Кн *  * Q* КИН, где S - площадь запасов тыс. м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; Кп, Кн - коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, доли ед.;  - плотность сепарированной нефти, г/см3; Q - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти при переводе ее из пластовых условий в поверхностные, доли ед КИН – коэффициент извлечения нефти. Запасы растворенного газа Qг = Qн * ГФ , где ГФ – газовый фактор . Запасы свободного газа Qг = S * h * Кп * Кн * (Pнач* нач – Ркон* кон) * f, где Рнач, Ркон – пластовое давление, соответственно, в начале и конце разработки газовой залежи (кгс/см2, 1МПа=10,2 кгс/см2 ); нач, кон – поправки на отклонение от закона Бойля-Мариотта; f – поправка за температуру, для приведения объема газа к поверхностным условиям, доли ед. Запасы газоконденсата Qконд = Qгаз* П * КИК, где: П – потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м3, КИК - коэффициент извлечения конденсата. Объемный коэффициент Объемный коэффициент пластовой нефти показывает какой объем занимает в пластовых условиях 1 м3 дегазированной нефти Единицы измерения м3/м3. Объем нефти в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с повышенной температурой и большим количеством газа, растворенного в нефти. Значения объемного коэффициента нефтей больше единицы, иногда достигают 2-3. Объёмный коэффициент (Formation Volume Factor, коэффициент объёмного расширения) газа/нефти/воды — отношение объёма газа/нефти/воды в пластовыхусловиях (в м³) к объёму газа/нефти/воды, приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 °C, единица измерения — м³/м³. Объёмный коэффициент нефти — безразмерная величина, характеризующая изменение объёма нефти в поверхностных условиях по сравнению с пластовыми. Когда нефть попадает на поверхность, происходит следующее: 1. Потеря массы — газ переходит из растворенного состояния в свободное, 2. Снижение температуры — от пластовой температуры до 20 °C, 3. Расширения — давление падает от пластового до атмосферного. Газосодержание Газосодержание пластовой нефти – количество газа, выделившегося из нефти при изменении условий от пластовых до стандартных (0.101325 МПа, 20 C) и отнесенного к объему дегазированной нефти при стандартных условиях Vosc Rsb = Vg / Vosc ГАЗОВЫЙ ФАКТОР - отношение полученного из месторождения через скважину колва (объёма) газа (в м3), приведённого к атм.давлению и темп-ре 20 °С, к колву (массе или объёму) добытой за это же время нефти (в т или м3) при техже давлении в темп-ре. Объемный метод ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И СВОБОДНОГО ГАЗА НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ ИЗУЧЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ 1.Подсчет геологических запасов на стадии поиска и оценки 2.Подсчет геологических запасов на стадии разведки и опытнопромышленной эксплуатации (ОПЭ) месторождений (залежей) 3. Подсчет геологических запасов разрабатываемых залежей Подсчет геологических запасов нефти объемным методом на стадии поиска и оценки месторождений Проводится для определения коммерческой ценности открытого месторождения Объект подсчета ― залежи или продуктивный пласт в целом Структурная карта ― по данным бурения и сейсморазведки(методом схождения) Контур залежи ― с учетом определенного положения межфлюидного контакта. Если контакт не вскрыт скважинами, то отметка принимается с учетом закономерностей изменения положения контактов залежей в пределах зоны нефтегазонакопления; по аналогии с соседними залежами; по характеру уменьшения Кн с глубиной Выделение пород-коллекторов по прямым качественным признакам на диаграммах ГИС или с учетом граничных значений, принятых по аналогии с соседними залежами Параметры залежи по скважинным данными и результатам лабораторных исследований керна или с привлечением аналогий по соседним одновозрастным и однотипным по геологическому строению залежам Пересчетный коэффициент и плотность нефти по данным анализа пластовых проб, по результатам дифференциального разгазирования или по аналогии с соседними одновозрастными залежами Подсчет геологических запасов нефти объемным методом на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации месторождений (залежей) Проводится для подготовки информации к проектированию промышленного освоения месторождения Объект подсчета ― залежь Структурная карта ― по данным бурения и сейсморазведки Контур залежи ― с учетом определенного по данным ГИС с использованием результатов опробования положения межфлюидного контакта Выделение пород-коллекторов ― по данным ГИС с учетом опробования скважин Параметры залежи ― по данным интерпретации данных ГИС и результатам лабораторных исследований керна; данные керна используются в качестве петрофизической основы интерпретации и для обоснования достоверности полученных оценок Пересчетный коэффициент и плотность нефти по данным анализа глубинных проб при дифференциальном разгазировании Подсчет геологических запасов нефти объемным методом разрабатываемых залежей (месторождений) Проводится для оценки запасов и для составления или корректировки проектных документов разработки Объект подсчета ― разрабатываемая залежь, разбуренная в соответствии с утвержденным технологическим документом Структурная карта ― по данным сейсморазведки, скорректированная по данным бурения всех вертикальных скважин и наклоннонаправленных скважин Контур залежи ― с учетом определенного по данным ГИС с использованием результатов опробования и исследования положения межфлюидного контакта; Выделение пород-коллекторов ― по данным ГИС с учетом опробования скважин Параметры залежи ― по данным интерпретации данных ГИС; данные керна используются в качестве петрофизической основы интерпретации и для обоснования достоверности полученных оценок Пересчетный коэффициент и плотность нефти ― по данным анализа поверхностных и глубинных проб, по которым свойства флюидальной системы не искажены процессом разработки Комплекс последовательно-проводимых работ : На любой стадии изучения залежей процесс подсчета геологических запасов нефти и свободного газа объемным методом включает следующий комплекс последовательно проводимых работ : 1) детальную корреляцию разрезов скважин с целью выделения в разрезе литологостратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и прослоев, а также прослеживание их по площади залежи и выделения подсчетных объектов; 2) выделение пластов-коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов по пластовым пересечениям в скважинах; на этом этапе в каждой скважине выделяются эффективные и нефтегазонасыщенные толщины пласта, определяются емкость (пористость) продуктивных пластов в каждом пластопересечении, нефте(газо)насыщенность, абсолютные отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура; 3) построение статической геологической модели залежей углеводородов (подсчетных объектов) и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи; на этом этапе проводится: обоснование отметок ВНК, ГНК и ГВК залежи в целом, обоснование и выделение границ залежи и подсчетных объектов, их геометризация и обоснование параметров подсчета, определение границ категорий запасов и составление подсчетного плана, подсчет запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в целом. Последовательность подсчета запасов объемным методом Детальная корреляция разрезов скважин (с целью выделения в разрезе литологостратиграфического комплекса нефтегазоносных горизонтов, пластов, пропластков и прослоев, а также прослеживание их по площади залежи и выделения подсчетных объектов) Последовательность подсчета запасов объемным методом Выделение пластов-коллекторов и определение параметров пласта и насыщающих его флюидов (в каждой скважине выделяются эффективные и нефтегазонасыщенные толщины пласта, определяются емкость (пористость) продуктивных пластов в каждом пластопересечении, нефте(газо)насыщенность, абсолютные отметки ВНК и ГВК, параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях, начальные пластовые давление и температура) Последовательность подсчета запасов объемным методом Построение статической геологической модели залежей углеводородов (подсчетных объектов) и подсчет запасов в соответствии со степенью изученности залежи (на этом этапе проводится: обоснование начальных и текущих отметок ВНК, ГНК и ГВК залежи в целом или по отдельным блокам , обоснование и выделение границ залежи и подсчетных объектов, их геометризация и обоснование параметров подсчета, определение границ категорий запасов и составление подсчетного плана, подсчет запасов по каждому подсчетному объекту и залежи в целом). С 1 января 2016 года была введена в действие Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. Настоящая Классификация устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов и ресурсов нефти, горючих газов и газового конденсата. Запасы нефти и газа по категориям подразделяются: - по степени геологической изученности - по степени промышленного освоения Критериями степени геологической изученности являются изученность как полевыми геофизическими исследованиями, таки и промысловыми и аналитическими исследованиями, позволяющими создать модель месторождения и осуществить подсчет запасов УВ сырья. По степени промышленного освоения выделяются запасы залежей разрабатываемых и разведываемых месторождений Категория запасов A Характеристика -разбуренные, разрабатываемые- выделяются и подсчитываются в залежах или их частях, разбуренных эксплуатационной сеткой скважин и разрабатываемых в соответствии с утвержденным проектным документом на разработку месторождений (технологической схемой разработки (ТСР), технологическим проектом разработки (ТПР) или дополнениями к ним. -разрабатываемые отдельными скважинами, неразбуренные эксплуатационной B1 В2 сеткой скважин, разведанные, подготовленные к промышленной разработкевыделяются и подсчитываются в залежах или их частях не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых планируется с в соответствии с утвержденным проектным документом (технологической схемой разработки (ТСР), технологическим проектом разработки (ТПР) или дополнениями к ним. -неразбуренные, оцененные - выделяются и подсчитываются на неизученных частях залежей разрабатываемых месторождении, не разбуренных эксплуатационными скважинами, разработка которых проектируется в соответствии с утвержденным проектным документом. Наличие запасов обосновано положительными результатами испытаний отдельных скважин в процессе бурения. -разведанные- выделяются и подсчитываются в залежах или их частях на которых С1 может осуществляться пробная эксплуатация. Залежи изучаются сейсморазведкой и разбурены поисковыми, оценочными и разведочными скважинами, продуктивность которых предполагается по данным ГИС и керна. С2 - оцененные- к ним относятся запасы залежей или частей залежей разведываемых месторождений, изученных сейсморазведкой, наличие которых обосновано данными ГИС –исследований скважин и испытаниями в отдельных скважинах в процессе бурения Ресурсы Выделение категорий ресурсов нефти и газа осуществляется в соответствии со степенью геологической изученности объектов и их перспектив нефтегазоносности. Критерием выделения категорий ресурсов является предполагаемая нефтегазоносность ловушек или участка недр по площади и разрезу на основании соответствующей степени изученности геологического строения объектов исследования. Ресурсы нефти и газа подразделяются на четыре категории: - категория D0 - категория Dл - категория D1 - категория D2 Категория ресурсов D0 Dл D1 D2 Характеристика - подготовленные- выделяются на подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью и в невскрытых бурением возможно продуктивных пластах открытых месторождений. Основанием для постановки поискового бурения на площади является наличие структуры (ловушки), подготовленной комплексом геологогеофизических исследований -локализованные-оцениваются в возможно продуктивных пластах в ловушках, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований в пределах районов с доказанной и предполагаемой промышленной нефтегазоносностью. -перспективные- ресурсы нефти, газа и конденсата литологостратиграфических горизонтов и комплексов с доказанной нефтегазоносностью в пределах крупных региональных структур первого порядка. Количественная оценка перспективных ресурсов проводится по результатам региональных геологических, геофизических, геохимических исследований и по аналогии с изученными месторождениями. -прогнозируемые-ресурсы нефти, газа и конденсата литологостратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур первого порядка, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов предполагаются но основе имеющихся данных геологических, геохимических исследований и по аналогии с другими,изученными нефтегазоносными районами той же нефтегазовой области, где установлены месторождения нефти и газа Модель – под моделью понимается физический или мыслимый объект, который отражает основные свойства моделируемого объекта. Модель не обязана быть копией исходного объекта, но должна обладать двумя основными свойствами:  описательной  прогнозной. Тип модели и способы её расчета определяются конечной задачей её создания. 123 Задачи геологического моделирования  детальный подсчет начальных балансовых запасов УВ;  локализация остаточных запасов в разрабатываемых залежах;  проектирование скважин и ГТМ;  оценка неопределенностей и рисков;  подготовка основы для гидродинамического моделирования;  обоснование КИН;  обоснование и корректировка систем разработки. 124 Модели пласта Модели пласта Статические Динамические Седиментологическая Гидродинамическая Геологическая Миграция углеводородов 125 Типы моделей: послойная модель (двумерная) набор цифровых карт 126 Исходные данные для двумерной модели  координаты пластопересечения;  значение картируемого параметра;  априорная информация;  полигоны лицензии, ВНК, нарушений, ЧНЗ и ВНЗ, зон замещения и выклинивания, категорий запасов. 127 Типы моделей: детальная трехмерная сеточная модель 128 Исходные данные для трехмерной модели • устьевые координаты и альтитуды скв; • исходные и отредактированные кривые ГИС и их интерпретация (РИГИС) в LAS формате; • данные инклинометрии с результатами расчетов траектории скважин; • результаты интерпретации данных сейсморазведки; • уравнение петрофизических зависимостей для всех продуктивных объектов; • схемы обоснования положения флюидных контактов; • свойства флюидов; • полигоны лицензии, ВНК, нарушений, ЧНЗ и ВНЗ, зон замещения и выклинивания, категорий запасов. 129 Этапы построения трехмерной геологической модели  сбор, анализ и подготовка необходимой информации, загрузка данных;  структурное моделирование (создание каркаса);  создание сетки (3D грида), осреднение (перенос) скважинных данных на сетку;  фациальное (литологическое) моделирование;  петрофизическое моделирование;  подсчет запасов углеводородов. 130 Структурная модель включает в себя: 1. Структурные карты по стратиграфическим кровле и подошве пласта; 2. Структурные карты по кровле и подошве коллектора пласта; 3. Карта общих толщин; 4. Карта эффективных толщин; 5. Карта эффективных нефте-, газонасыщенных толщин. 131 Методики построения структурных карт поверхностей пластов 1. Прямое построение по отбивкам скважин. - не учитывает геологические закономерности совместного поведения поверхностей; - невозможен контроль качества проведенных построений. 2. Построение с использованием трендовых сейсмических поверхностей, с последующим контролем результата через карты толщин. - учитывает геологические закономерности совместного поведения поверхностей; - контроль проведенных построений. 132 Построение структурных карт поверхностей пластов 1. Стратиграфическая кровля пласта строится по скважинным данным с учетом трендовой поверхности по ближайшему сейсмическому отражающему горизонту. Построение всех остальных структурных поверхностей производится методом схождения от поверхности стратиграфической кровли пласта, с последующей подсадкой на скважинные отбивки. стратиграфическая кровля пласта → кровля коллектора пласта → подошва коллектора пласта → стратиграфическая подошва пласта ↓↓ нет пересечения структурных поверхностей в межскважинном пространстве стратиграфическая подошва пласта залегает неконформно поверхности стратиграфической кровли пласта 133 134 Построение структурных карт поверхностей пластов Структурные поверхности границ коллекторов строятся методом схождения через карты мощностей глинистых пропластков в кровельной и подошвенной частях пласта, с последующей подсадкой на скважинные отбивки. В результате возможно пересечение стратиграфических границ пласта и границ коллектора. 135 Обоснование параметров сетки Размер ячеек сетки по горизонтали определяется: • средним расстоянием между скважинами; • общими размерами области построения по осям X и Y. Размер ячеек ΔX и ΔY при отсутствии установленной латеральной анизотропии ФЕС рекомендуется принимать одинаковыми. Размер ячеек выбирается исходя из степени изменчивости структурного плана и ФЕС коллекторов по латерали, плотности геолого-геофизических наблюдений. Рекомендуется, чтобы между забоями скважин независимо от расстояния между ними было не менее 10 ячеек. Ориентацию ячеек целесообразно согласовывать с преимущественной ориентацией тектонических и литологических границ. При необходимости применяется процедура локального измельчения сетки. 136 Контроль качества построения структурных поверхностей 1. Контроль соответствия структурных поверхностей стратиграфическим отбивкам: - построение кросс-плотов – «исходные отбивки – разбивки снятые со структурных поверхностей» - построение гистограмм расхождения отметок исходных и снятых отбивок. 2. Контроль изменения стратиграфических толщин в межскважинном пространстве – производится построением гистограмм и карт общих стратиграфических толщин, с целью обнаружения пересечения кровли и подошвы пласта в межскважинном пространстве вне зон размыва, выклинивания и т.д., а также зон резкого изменения стратиграфических толщин в межскважинном пространстве. 3. Контроль углов наклона структурных поверхностей – выявление аномальных зон с углами наклона превышающими критические значения. для группы пластов «А» - 1.5 - 20 для группы пластов «Б» - 2 – 2.50 для группы пластов «Ю» - 3 – 3.50 для группы пластов «П» и «T» - 4 – 4.50 137 Построение карт толщин Карты общей толщины пласта полезны при геометризации пласта, а также при изучении условий формирования осадков, что дает дополнительный материал для изучения закономерностей распространения коллекторов на изучаемой территории, и кроме того их строят в случаях, если предполагается использование методики построения карты эффективных толщин перемножением карты общей толщины с картой песчанистости. Карты эффективных и эффективных насыщенных толщин строят для определения эффективного объема залежей нефти и газа 138 Построение карты эффективных толщин Существует несколько методик построения карт эффективных толщин: 1. Линейная интерполяция значений эффективных толщин, выделенных в разрезе скважин по комплексу геофизических исследований; 2. Построение карты эффективных толщин путем перемножения карты общих толщин пласта на карту песчанистости. Карта, полученная таким методом, лучше согласуется с картой общих толщин и учитывает внутреннюю неоднородность продуктивного пласта. При построении карт эффективных толщин залежей, приуроченных к литологически изменчивым пластам необходимо выбрать тип границы литологического экранирования – выклинивание или замещение. От этого будет принципиально меняться поведение изопахит пласта на карте эффективных толщин в районе литологического экрана. В случае выклинивания коллектора пласта, на линии глин задается нулевое значение эффективных толщин пласта, и изопахиты отрисовываются параллельно линии глинизации. В случае замещения коллектора пласта, критического значения на линии глин не задается и изопахиты «утыкаются» в линию глинизации. 139 Поведение структурных поверхностей на границах отсутствия коллекторов 1. В зоне выклинивания – происходит плавное уменьшение толщин коллекторов к границе зоны их отсутствия → поверхности кровли и подошвы коллектора на полигоне зоны выклинивания сходятся В зависимости от модели выклинивания коллектора линия пересечения поверхностей кровли и подошвы коллектора может находится посередине или ближе к кровле или подошве пласта. 140 Поведение структурных поверхностей на границах отсутствия коллекторов 1. В зоне замещения – уменьшение толщин коллекторов к границе зоны их отсутствия не происходит → поверхности кровли и подошвы коллектора на полигоне зоны выклинивания не сходятся, «утыкаясь» в плоскость зоны замещения 141 Определение местоположения границы зоны выклинивания/замещения коллекторов 1. 2. 3. 4. 5. Посередине расстояния между скважинами; По данным сейсморазведки; По градиенту изменения эффективных толщин; По положению линии пересечения кровли и подошвы коллектора; По граничным значениям коллекторских свойств пород. а б в г д 142 Геометризация залежи пласта (определение положения контуров флюидных контактов) При построении геологической модели и подсчете запасов за нижнюю границу залежи принимают водонефтяной (газоводяной) контакт, являющийся границей, ниже которой при опробовании получают однофазный приток воды, а выше – приток нефти с водой. Для определения положения флюидальных контактов в разрезе скважин используют: • прямую информацию о нефтегазонасыщенности разреза, получаемую в процессе проводки скважин (данные ГТИ, прямые определения на керне и шламе); • прямую информацию, получаемую при испытании пластов в процессе бурения; • результаты измерения пластового давления в открытом стволе; • результаты интерпретации данных ГИС. Для обоснования положения флюидального контакта строится схема обоснования флюидальных контактов. Типы флюидальных контактов: • горизонтальный; • наклонный. 143 Флюидальный контакт принимается горизонтальным в том случае, если разность его отметок в отдельных точках залежи не превышает удвоенную среднеквадратичную погрешность его определения в этих точках. Если поверхность флюидального контакта наклонная, то строится карта поверхности контакта ВНК (ГВК, ГНК). Для построения карты поверхности контакта проводят интерполяцию определений контакта в скважинах. Восстановление поверхности наклонного контакта возможно по трем скважинам. Для пластовых залежей – это скважины межконтурной зоны, для массивных залежей – сводовые скважины. Внешний и внутренний контуры нефтегазоносности представляют собой линию пересечения поверхности контакта с поверхностью кровли и подошвы пластаколлектора. При горизонтальном положении флюидальных контактов контура нефтегазоносности параллельны изогипсам кровли/подошвы пласта. При наклонном положении флюидальных контактов контура нефтегазоносности секут изогипсы кровли/подошвы пласта. 144 145 146 147 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин Для построение карт эффективных нефте-(газо-)насыщенных толщин широко применяются три основные методики, основанные на: • использовании только замеренных значений эффективных нефтенасыщенных толщин (hнэф) • использовании априорной информации – нулевых значений эффективных нефтенасыщенных толщин на внешнем контуре ВНК • учете геометрии залежи пласта. Вторая методика предполагает построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин (hнэф) с привлечением трех видов информации: а) цифровая сеточная модель в чисто нефтяной части залежи (ЧНЗ); б) нулевых значений hнэф на внешнем контуре нефтеносности; в) значений hнэф скважин из водо-нефтяной части залежи (ВНЗ). Третья методика основана на закономерности: hнэф = hобн * kпесч где hобн – общая толщина нефтенасыщенной части залежи, м kпесч – коэффициент песчанистости, д. е. 148 Построение карты эффективных нефтенасыщенных толщин Алгоритм построения карты hнэф с учетом геометрии залежи пласта: 1. Построить карту общих толщин hобВНЗ, как разность структурных карт по кровле и поверхности ВНК; 2. Полученная карта hобВНЗ актуальна только в ВНЗ → hобВНЗ обнуляется за пределами внутреннего контура ВНК; 3. Построить карту общих толщин hобЧНЗ, как разность структурных карт по подошве и поверхности ВНК; 4. Полученная карта hобЧНЗ актуальна только в ЧНЗ → hобЧНЗ обнуляется за пределами внутреннего контура ВНК; 5. Построить карту hобн по формуле: hобн = hобвнз - hобчнз 6. Построить карту hнэф по формуле: hнэф = hобн * kпесч где hобн – общая толщина нефтенасыщенной части залежи, м kпесч – коэффициент песчанистости, д. е. 149 Трехмерная сетка – это ячеистый каркас, внутри которого происходят все основные этапы геологического моделирования. Главное отличие трехмерной сетки от двумерного грида в том, что каждая ячейка трехмерной сетки занимает определенный объем в пространстве, тогда как ячейки двумерного грида характеризуются только площадью. 150 Типы сеток: 1. Структурированные сетки (XY Regular) – их ячейки всегда представляют собой шестигранники (имеют 8 вершин). В структурную сетку нельзя встроить модель разломов; 2. Неструктурированные сетки (Conner point) – их ячейки, теоретически, не имеют ограничений по форме ячейки. Эти сетки более гибкие, позволяют моделировать залежи с наиболее сложной геометрией 151 XY Regular геометрия: • упрощенное описание – при описании сетки используется только Zкоордината вершин всех ячеек. Координаты X и Y в описании сетки напрямую не используются; • быстрый расчет геометрии; • все ячейки имеют одинаковую длину и ширину; • ребра всех ячеек всегда строго вертикальны; • невозможность встроить разломы. 152 (Закревский, 2009) Conner point геометрия: • сложное описание геометрии – положение каждой точки в пространстве описывается всеми тремя координатами всех восьми вершин; • все ячейки имеют произвольную длину и ширину; • ребра ребер могут быть наклонными; • возможно встроить разломы; • возможно локальное измельчение сетки. (Закревский, 2009) Встраивание разломов в геологическую сетку Критерии выбора разломов для включения в геологическую модель: • нарушения, разделяющие блоки с разными отметками флюидных контактов; • наиболее протяженные и амплитудные нарушения; • нарушения с амплитудой более половины мощности пласта. Полная корректировка ребер 70% корректировка ребер Вертикальное встраивание разлома Поворот сетки: Поворот сетки требуется в случаях: 1. Моделируемый геологический объект представлен анизотропной структурой вытянутой в северо-восточном или северо-западном направлении. Сетка поворачивается таким образом, чтобы столбцы и ячейки сетки были ориентированны вдоль оси структуры. 2. Расположение рядов нагнетательных и добывающих скважин Сетка поворачивается таким образом, чтобы столбцы и ячейки сетки были ориентированны вдоль рядов скважин – упрощает процесс моделирования линий тока. 3. Ориентировка разломов Сетка поворачивается таким образом, чтобы столбцы и ячейки сетки были ориентированны вдоль разломов, для более гладкого встраивания разломов без искажения прилегающих к ним ячеек. 155 Одним из первых и основных вопросов при создании трехмерной сетки является вопрос о разбиении ее на зоны. Зона - это объем между двумя или несколькими горизонтами, расположенными один под другим. Разбиение геологической сетки на отдельные зоны позволяет производить моделирование основных параметров объекта в какой-либо зоне без учета влияния остальных зон. Этот момент является принципиальным, в случае, когда моделируемые геологические объекты являются частями различных седиментационных циклов. 156 Горизонтальное разрешение сетки Горизонтальное разрешение шага сетки – определяет размерность dX и dY. При выборе горизонтального разрешения шага сетки следует брать во внимание: 1. Расстояние между скважинами – необходимо, чтобы между скважинами было не менее 2-3 ячеек сетки. В случае попадания нескольких скважин в одну ячейку, необходимо уменьшить размерность dX и dY. Если уменьшение размерности сетки невозможно – одна из скважин исключается (транзитная скважина, скважина-дублер). 2. Размер моделируемого участка. 3. Аппаратные возможности ПК. Исходя из размера моделируемого участка и степени его разбуренности, необходимо подобрать такое горизонтальное разрешение сетки, при котором общее количество ячеек в модели будет оптимальным для проведения как геологических, так и гидродинамических расчетов. Наиболее часто используемое горизонтальное разрешение геологических сеток 157 50 x 50, 100 x 100, 200 x 200 (если моделируется крупный участок) Разбиение сетки на слои I. Выбор способа разбиения сетки на слои (вертикального строения трехмерной сетки), исходя из особенностей внутреннего геологического строения моделируемого объекта, а именно – характера напластования, слоистости, взаимоотношение различных типов пород внутри толщи; II. Выбор вертикального разрешения сетки (мощности слоев). 158 2. Параллельная разбивка. При параллельной разбивке мощность каждого слоя неизменна по всей модели и задается пользователем, при этом общее количество слоев в модели будет меняться исходя из варьирования общей мощности моделируемого объекта. Границы каждого слоя при этом должны быть параллельны либо границам этого объекта, либо некой поверхности. Выделяют три типа параллельной разбивки: - параллельно кровле; - параллельно подошве; - параллельно произвольной поверхности. (Дюбрул, 2003) 159 Вертикальное разрешение сетки Вертикальное разрешение шага сетки – определяет размерность dZ Количество и толщина слоев может отличаться для каждой зоны в зависимости от ее сложности и роли в модели. При выборе вертикального разрешения шага сетки следует брать во внимание: 1. Средний размер геологической неоднородности; 2. Средняя мощность ячейки в модели не должна превышать 0.4 м, что соответствует минимальной эффективной толщине коллектора, выделяемой на каротаже при интерпретации данных ГИС; 3. Распределение общей (стратиграфической) мощности моделируемых объектов, их расчлененности и выдержанности; 4. Аппаратные возможности ПК. N = hmax(mean) / 0.4 N – количество слоев в модели; hmax(mean) – максимальное (среднее) значение общей мощности моделируемого объекта 160 Перенос скважинных данных на геологическую сетку Типы кривых: • непрерывные – содержат дробные значения, при переносе значений кривых на сетку производится их осреднение. Это обычно каротажные кривые или кривые, характеризующие петрофизические параметры; • дискретные – содержат только целочисленные значения, при переносе значений кривых не сетку осреднение не производится, характеризуют такие параметры как код литологии и номер пласта. 161 Принцип осреднения дискретных кривых Методы осреднение кривых • Среднее арифметическое (Arithmetic): Обычно используется для таких кривых пористость, нефтенасыщенность и песчанистость • Среднее гармоническое (Harmonic): Позволяет рассчитать эффективную вертикальную проницаемость, при условии что пласт сложен прослоями песчаника с постоянной проницаемостью • Среднее геометрическое (Geometric): Как правило дает хороший результат при осреднении проницаемости, если ее распределение имеет нормальный вид и нет латеральной закономерности распространения этого параметра • Минимум (Minimum): Присваивает ячейке минимальное значение параметра • Максимум (Maximum): Присваивает ячейке максимальное значение параметра • Большинство (Most of) (используется только для дискретных кривых): Присваивает ячейке значение параметра, который занимает большую ее часть (используется для таких кривых литологии, фации и т.д) Этапы построения литофациальной модели: 1. Подготовка исходных данных; 2. Проверка качества исходных данных; 3. Выбор и подготовка трендов; 4. Анализ анизотропии распространения литофаций; 5. Выбор метода построения модели литофаций; 6. Создание куба литофаций; 7. Анализ качества и соответствия исходным данным полученного куба литофаций. 164 Исходные данные для создания литофациальной модели: 1. Результаты литологического и фациального расчленения скважин (в виде РИГИС, преобразованных в *.LAS файлы); 2. Динамическая интерпретация 3D сейсморазведки; 3. Карты эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин, контура глинизации пласта (если построении модели делается на основе материалов подсчета запасов). + ПРЕДСТАВЛЕНИЕ О ГЕОЛОГИЧЕСКОМ СТРОЕНИИ МОДЕЛИРУЕМОГО ОБЪЕКТА, т.е. КОНЦЕПТУАЛЬНАЯ СЕДИМЕНТОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ Проверка качества исходных данных: 1. Проверка качества загрузки исходных кривых РИГИС: • сопоставление значений коэффициента песчанистости, эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин по табличным значениям РИГИС, и в результате расчетов произведенных на основе загруженных кривых; 2. Проверка качества осреднения дискретных кривых литологии и фаций на ячейки геологической сетки: • сопоставление значений коэффициента песчанистости, эффективных и эффективных нефтенасыщенных толщин по табличным значениям РИГИС, и в результате расчетов произведенных на основе загруженных кривых; • сопоставление значения коэффициента расчлененности по скважинам по данным РИГИС и после осреднения данных РИГИС на сетку (Petrel – scaleup, Irap RMS – BW); • Сопоставление гистограмм распределения толщин проницаемых и непроницаемых пропластков по скважинам по данным РИГИС и после осреднения данных РИГИС на сетку; 166 Выбор и подготовка трендов: Виды трендов: • 1D тренды – вертикальные тренды - кривая геолого-статистического разреза (ГСР – VPC – Vertical Proportional Curve); • 2D тренды – горизонтальные тренды – карты песчанистости, сейсмического атрибута или комбинации сейсмических атрибутов; • 3D тренды – трехмерные тренды – комбинация 1D и 2D трендов. При построении литофациальной модели возможно совместное использование 3D трендов с 2D и 1D, добавочный тренд будет оказывать большое внимание на результат моделирования. Выбор того или иного вида трендов при построении куба литофаций зависит от количества исходных данных и целей моделирования. Например: Если модель строится на основе материалов подсчета запасов, то в качестве добавочного тренда берется карта песчанистости, для достижения максимального подобия модельных карт картам подсчета запасов 167 Методы построения литофациальной модели: I. Детерминистские методы – при один и тех же настройках дают один, наиболее вероятный при заданных условиях, результат: 1. Отрисовка модели вручную – наиболее примитивный (но не самый простой по методике выполнения), используется, как правило, для корректировки модели; 2. Построение куба/кубов непрерывного параметра (например NTG), с их последующим осреднением и получением дискретного куба литофаций на основе отсечек; 3. Индикаторный крайгинг - построение куба/кубов дискретного параметра (например LITO), с их последующим осреднением (в результате получается некий непрерывный средний параметр) и получением дискретного куба литофаций на основе отсечек; 4. Построение куба/кубов непрерывного параметра (например NTG), с их последующим получением дискретного куба литофаций на основе технологии нейронных сетей ( в настоящее время редко используется на практике); 5. Моделирование на основе задания размера и формы фациальных тел, выделенных по данным 3D сейсмики, с возможной вариацией границ отрисованных объектов. 168 Методы построения литофациальной модели: II. Стохастические методы – при один и тех же настройках дают несколько, равновероятностных результатов: 1. Пиксельные методы – последовательное по-ячеечное (по-пиксельное) заполнение объема геологической сетки значениями моделируемого параметра (SIS – последовательное гауссово моделирование, TGS – усеченное гауссово моделирование); 2. Объектные методы – моделирование распределение литофаций в резервуаре на основе априорной информации о геометрии геологических тел (их размер, форма, ориентация в пространстве). В основном используются для моделирования отложений каналового типа (русел, турбидитовых потоков). Методы пиксельного стохастического моделирования 1. Индикаторное гауссово симулирование (Sequential Indicator Simulation – SIS) – один из самых популярных методов пиксельного стохастического моделирования. Его популярность обусловлена гибкостью и возможностью хорошо учитывать тренды. 2. Усеченная гауссово симулирование (Truncated Gauss Simulation – TGS) – используется в основном для моделирования переходных зон. Метод позволяет добиться заданной последовательности перехода одной фации в другую. При пиксельном моделировании фаций необходимо задавать следующие параметры: • пропорциональное соотношение фаций; • вариограммы для каждой фации; • привязку фаций к скважинам в модели. 170 Сравнение методов построения литофациальной модели: Стохастические Детерминистские • более гибкие; • лучше учитывают тренды; • дают возможность провести оценку неопределенности; • могут использоваться при малом количестве входных данных; • работают быстрее; • применяются при большом количестве входных данных; Выбор того или иного метода построения литофациальной модели зависит от: • полноты и качества исходной информации; • концептуальной модели моделируемого геологического объекта; • количества времени, предоставленного на построение модели; • аппаратных возможностей ПК. В целом, наиболее хорошие результаты получаются при комбинировании различных методов. 171 Анализ качества и соответствия исходным данным куба литофаций 1. Сопоставление ГСР по кубу литологии и по скважинным данным – необходимо сохранение подобия ГСР, а именно – цикличности, наличия перемычек, изменение песчанистости по слоям. Расхождение в доле коллектора для отдельных слоев не должно превышать 20% абсолютных; 2. Сопоставление гистограмм распределения толщин проницаемых пропластков по кубу литологии и по скважинным данным, их min, max и mean значения; 3. Сопоставление гистограмм распределения и карт коэффициента расчлененности по кубу литологии и по скважинным данным; 4. Сопоставление гистограмм распределения и карт песчанистости (NTG), min, max и mean значений NTG по кубу литологии и по скважинным данным – в случае равномерной разбуренности участка расхождение min, max и mean значений NTG не должны превышать 4% абсолютных, в случае неравномерной разбуренности – среднее значение NTG, снятых с двумерных карт песчанистости не должны различаться более чем на 5% абсолютных; 172 Анализ качества и соответствия исходным данным куба литофаций 5. Сопоставление гистограмм распределения и карт эффективных (эффективных нефтенасыщенных) толщин, min, max и mean значений эффективных (эффективных нефтенасыщенных) толщин по кубу литологии и по скважинным данным – на картах выявляются области расхождения толщин более чем на 25% относительных 6. Контроль связности между собой песчаных тел и глинистых перемычек (при NTG>0.65 особое внимание следует уделить контролю связности глинистых перемычек, их протяженности и выдержанности, при NTG<0.35 – связности песчаных тел). Связность тел в модели существенно влияет на дальнейший процесс адаптации фильтрационной модели к истории разработки 173 Контроль качества исходных данных: 1. Построение карты средней пористости коллекторов по пласту по данным РИГИС. На карту выносятся контуры зон замещения коллекторов, полученные из куба литологии. 2. На основе карты средней пористости строится карта градиентов пористости – на основе карты выделяются зоны резких градиентов (изменения между скважинами более чем на 15% относительных). Анализируются причины этих расхождений - при необходимости происходит пересмотр результатов интерпретации ГИС. Анализ распределения пористости: Полученная гистограмма пористости, полученная по данным РИГИС, должна иметь одномодальное, близкое к гауссовому (нормальному) виду распределение, поскольку такой вид распределения эмпирически установлен для большинства однородных литологических типов пород. Определяют min, mean и max значения пористости по данным РИГИС для дальнейшего их заложения в настройках алгоритма Виды трендов, используемых при моделирование куба пористости: 1. 2. 3. 4. Трендовые карты; Трендовые кубы; Геолого-статистические разрезы (ГСР); Геологические зависимости. Виды трендов, используемых при моделирование куба пористости: 1. ГСР – при построении ГСР целесообразно оценить изменить пористости коллекторов по вертикали по номеру слоя или по абсолютной глубине После расчета куба пористости выполняется контроль качества путем сопоставления по скважинам и по модели ГСР пористости по литотипам. Виды трендов, используемых при моделирование куба пористости: 2. Трендовые кубы пористости – кубы построенные на основе данных сейсморазведки. В настоящее время разработано и успешно применяется два основных метода интеграции сейсмических данных в геолого-петрофизические модели. Первый из них основан на нейронных сетях, второй – на геостатической генетический инверсии. На основе куба пористости получают 2D трендовые карты пористоти. Виды трендов, используемых при моделирование куба пористости: 3. Трендовые карты пористости – • карты пористости, построенные на основе куба пористости, полученные на основе 3D сейсмики. Полученные карты не должны противоречить геологическим представлениям о закономерностях изменений пористости изучаемых отложений по латерали; • карты пористости, построенные по скважинным данным на основе РИГИС и отредактированные с учетом геологических представлений о закономерностях изменений пористости по латерали, т.е. концептуальной модели пласта. Если трендовая карта пористости строится по скважинным данным, то необходимо решить – строить карту с выводом на граничное значение Кп на границе зоны замещения коллекторов или нет. Если построение модели выполняется в рамках отчета по подсчету запасов, то решение принимается исходя из того, как построена двумерная карта в отчете по подсчету запасов. Перед построением трендовых карт необходимо проанализировать зависимость Кпср = f(Нeffсум), где Кпср – величина средней пористости коллекторов по скважинам Нeffсум – суммарная эффективная толщина для каждой скважины. Если наблюдается тенденция снижения средней пористости с уменьшением эффективной толщины, то трендовая карта строится с выводом на граничные значения на границы зоны замещения. Процедура построения карты в этом случае следующая: 1. Определение по данным опробования и исследования керна значения пористости , соответствующего граничному «коллектор – неколлектор» 2. Задание граничных значений пористости на линии выклинивания 3. Построение карты пористости с учетом данных определения коэффициента пористости по скважинам и значений коэффициентов пористости, принятых на линии выклинивания. При отсутствии тенденции к снижению средней пористости с уменьшением эффективной толщины, трендовая карта строится с утыканием изопор на границы зоны замещения. Методы построения куба пористости: 1. Детерминистические методы – крайгинг 2. Стохастические методы – Sequential Gaussian Simulation Один из возможных вариантов расчета куба пористости – расчет 21 реализации в модуле петрофизического моделирования с использованием вертикальных и горизонтальных трендов, с последующим их осреднением и подсадкой на скважинные данные. Оценка качества полученного куба пористости: 1. Контроль вертикального строение разреза – осуществляется сравнением вариограмм и вертикальных функций по слоям по кубу пористости и по скважинным данным. Контролируется степень подобия. Выявляются расхождения величин средней пористости коллекторов для отдельных слоев более 15%. 2. Контроль интегральных показателей – а. в случае равномерной разбуренности участка моделирования производится сравнение средней пористости коллекторов по скважинам и по кубу пористости модели – расхождение не должно превышать 1% абсолютного б. в случае неравномерной разбуренности участка моделирования производится сравнение средних величин пористости по двумерной карте пористости, построенной по скважинным данным, с картой пористости из модели - расхождение не должно превышать 1% абсолютного в. сравнение гистограмм распределения пористости коллекторов по кубу пористости и по скважинным данным г. сравнение минимальных и максимальных значений пористости для каждого пласта по кубу и по скважинным данным Построение куба проницаемости Наиболее распространенная методика построения куба проницаемости заключается в использовании в качестве основы рассчитанного ранее куба пористости. Проницаемость - наименее точный, определяемый в скважинах по каротажу параметр, который в большей степени корректируется гидродинамиками при настройке модели на историю разработки. Проницаемость имеет логнормальный вид распределения. По керну определяют корреляционную зависимость между пористостью и проницаемостью (логарифмом проницаемости), которую в последствии используют для расчета куба проницаемости. Построение куба проницаемости В случае, когда зависимости Кп – lgКпр выявить не удается, а изменения величины проницаемости никак не отражаются на вариациях пористости, построение куба проницаемости приходится выполнять по редкой сети скважин с керновыми определениями и данными гидродинамических исследований скважин, используя вертикальные и горизонтальные тренды с учетом фациальной обстановки. При наличии керновых исследований по определению коэффициента анизотропии проницаемости можно также рассчитать куб вертикальной проницаемости. Обычно в неколлекторах задают нулевую проницаемость. Однако, часто при гидродинамическом моделировании неколлектора участвуют в процессах фильтрации флюидов. В этом случае необходимо, чтобы коллектора имели ненулевую проницаемость, но меньше граничной. Контроль качества построения куба проницаемости 1. Контроль данных по скважинам - выполняется с помощью построения карты среднего значения логарифма проницаемости коллекторов по пласту по данным РИГИС, а также карты градиентов логарифма проницаемости. Контролируется наличие зон резких градиентов логарифма проницаемости 2. Контроль интегральных показателей – в случае равномерной разбуренности участка моделирования осуществляется сравнение среднего значения логарифма проницаемости по скважинам и по кубу проницаемости модели – расхождение не должно превышать 7% относительных В случае неравномерной разбуренности участка моделирования контроль осуществляется сравнением средних величин логарифма проницаемости по двумерной карте логарифма проницаемости, построенной по скважинным данным, и по кубу проницаемости модели, расхождение не должно превышать 7% относительных. Производится сравнение гистограмм распределения логарифма проницаемости коллекторов по кубу и по скважинам 3. Контроль латеральной изменчивости – производится сравнением карт среднего значения логарифма проницаемости коллекторов, построенных по данным РИГИС и из куба проницаемости модели. – выявляются области расхождения более чем на 15%