Прогноз новых нефтяных месторождений в пределах

Клёновского вала

Глазунов А.Н. (glaz5@yandex.ru), Бочкарёв В.А., Соловьёв К.С., Сибилёв М.А.

ООО "ЛУКОЙЛ - ВолгоградНИПИморнефть"

Известный американский геолог Х. Хедберг назвал наш век нефтяным. "Мы имеем, -утверждает он, - каменный век, бронзовый век, железный век; и грядущие историки, возможно, оглянуться на наш короткий период развития человечества, размером в 200-300 лет и нарекут его нефтяным веком." На долю нефти приходится более 30% современного мирового потребления топливно-энергетических ресурсов. Рост её добычи сопровождается непрерывным наращиванием объёмов геолого-разведочных работ (ГРР).

Освоение новых перспективных территорий, более глубоких горизонтов и новых нефтегазоносных комплексов приводит к накоплению самой разнообразной геологической информации, объём которой возрастает пропорционально общему объёму ГРР. Использование компьютерных технологий для систематизации, анализа геологической информации и разработки программ по её использованию для оценки перспектив нефтегазоносности, прогноза положения неоткрытых месторождений, а также для совершенствования методов решения инженерных задач при добыче нефти на различных стадиях разработки представляется весьма перспективным.

Результатами развёрнутой по инициативе ЦКР мощной компании по переосмыслению состояния разработки месторождений углеводородов России на основе цифровых постоянно действующих геолого-технологических (геолого-гидродинамических) моделей (ПДГТМ) явились создание коллективов специалистов, разрабатывающих методологию и технологию моделирования, возникновение массового моделирования, когда практически все компании так или иначе рассматривают возможность построения ПДГТМ. Уже сегодня ясно, что компьютерное моделирование является основой научно-технического прогресса в нефтяной отрасли.

Важно отметить, что моделирование как понимание процессов, происходящих в залежи, накопление и обобщение данных и знаний, прогнозирование на этой основе различных вариантов разработки существовало всегда. Однако модели, как правило, были не формализованы, знания рассредоточены по множеству отчётов, статей и книг. Многие результаты основывались на личном опыте разработчиков. Всё это затрудняло технический прогресс, передачу знаний о состоянии месторождений. Формализация сбора данных, единый подход, единое описание в четырёхмерном метрическом пространстве процессов, происходящих в залежи, универсальная динамическая визуализация являются революцией в моделировании.

Для детального подсчёта начальных балансовых запасов, локализации остаточных запасов в разрабатываемых залежах, обоснования коэффициента извлечения нефти (КИН), проектирования разработки необходимо создание математической трёхмерной сеточной геолого-технологической модели (ПДГТМ), основой которой является геологическая модель залежи (ПДГМ). Геологическая модель - это сформированная система знаний о геологическом объекте, согласованная с набором геолого-геофизических и промысловых данных, полученных к определённому моменту времени.

Построение геологических моделей месторождений нефти и газа, нередко приводя к кардинальному пересмотру их геологического строения, стало неотъемлемой частью работ по подсчёту геологических и извлекаемых запасов, составлению проектных документов по разработке, выбору обоснованных решений по бурению конкретной скважины, проведению конкретного геолого-технического мероприятия (ГТМ).

Работы по созданию геологической модели начинаются со сбора данных, которые подвергаются тщательной проверке и затем загружаются в базу данных проекта. На первом этапе создаётся структурная "толстослоистая" модель всего месторождения, в основном по данным 3D сейсморазведки, разведочных и эксплуатационных скважин. Происходит обработка и интерпретация данных ГИС, в первую очередь для установления положения отметок флюидных контактов в скважинах. Анализируются процесс взаимодействия скважин в процессе разработки с учётом данных ГИС-контроля, результаты интерпретации сейсморазведки, изменчивость ВНК и ГНК по площади и по разрезу, анализы проб пластовых флюидов, керна, результаты гидродинамических исследований скважин, грави- и магниторазведки, проводится дешифрирование аэрофото- и космоснимков.

Комплексный анализ разнородных по своей физической основе геолого-геофизических и промысловых данных позволяет подтвердить принципиальную геологическую модель или выявить какие-либо противоречия предложенной модели этим данным. В этом случае принципиальная геологическая модель корректируется с целью обеспечения согласованности данных различных методов в рамках предложенной модели.

Завершение данной работы позволяет перейти к построению по данным ГИС и сейсморазведки "тонкослоистого" структурного каркаса продуктивных пластов и седиментационных циклов. Принимается решение о способе построения модели -стохастическом (вероятностном) или детерминированном, затем структурный каркас, опираясь на результаты распределения ФЕС коллекторов в скважинах и установленные связи между сейсмическими атрибутами и данными ГИС, насыщается петрофизическими параметрами -литологией, пористостью, проницаемостью, водонасыщенностью.

Построенные трёхмерные кубы (или набор карт) цифровых параметров передаются гидродинамикам для проведения фильтрационных расчётов.

Создание первых ПДГМ в Волгоградской области показало необходимость тщательного сбора и оценки, а порой исключения исходных данных. Особенности производства нефти в советское время приводили к появлению больших объёмов невостребованной, необобщённой и непроанализированной информации, нередко искажённой. Поэтому процесс построения модели наполовину и даже более состоит в приведении в порядок информационной базы, оценке её качества. Главная задача - выверка данных, непрерывная их корректировка или хотя бы оценка достоверности, требующая участия специалистов высокой квалификации откладывались на "потом". В качестве примера ниже приводится эксплуатируемое с 1962 года Клёновское месторождение, в истории которого неоднократно возникали проблемы несоответствия проектных и фактических показателей разработки, а также текущей годовой добычи её остаточным запасам. Так, при подсчёте запасов по бобриковскому горизонту на 01.01.1990 начальные балансовые и извлекаемые запасы нефти возросли почти на 22% по отношению к подсчёту запасов на 01.01.1975, а фактически накопленный отбор нефти на 01.01.2004 превысил проектные показатели 1990 года почти на 500 тыс. т.

В пределах Клёновского вала выявлено и разведано к настоящему времени пока только одно Клёновское месторождение. Нефтяная залежь, сосредоточенная в песчанике бобриковского горизонта, имеет максимальные размеры по кровле продуктивного пласта 4,7х1,8 км.

На месторождении пробурена 41 скважина различного назначения. Категория запасов (А) соответствует высшей степени изученности месторождения. При этом, несмотря на рост числа скважин геологическая модель бобриковской залежи за более чем сорокапятилетнюю историю не претерпела изменений (рисунок 1 А). Согласно этой модели, брахиантиклинальная складка осложнена поперечным узким неподтверждённым бурением литологическим врезом в верхнюю половину песчаного тела, разделившего брахиантиклиналь на две складки и приуроченные к ним северную и южную самостоятельные залежи с различными уровнями ВНК. Для разделённых залежей созданы трёхмерные модели в программном комплексе Irap RMS "ROXAR". Литолого-фациальная модель не выявила изменений во внутреннем строении пласта, однородного по составу и ёмкостно-фильтрационным свойствам пород продуктивного

пласта по всему объёму залежи, в том числе в районе вреза. Данное обстоятельство указывало на нереальность его существования ещё и потому, что в песках узкие промоины не формируются. Напротив, для подобных условий характерны широкие долины и значительные размывы, например, расширенные песчано-алевролитовые днища голоценовых долин на рассматриваемой площади.

Залежи, как оказалось при комплексном моделировании, разделены разрывными нарушениями (сбросо-сдвиги), прямыми и косвенными признаками наличия которых являются: различный уровень ВНК в северном и южном блоках; северный блок опущен на 16,9 м относительно южного блока по наивысшим гипсометрическим отметкам кровли пласта в разных блоках; присутствие непродуктивных (вода) скважин 10 и 67 в приосевой части складки

1-контур ВНК; 2-литологический врез;1-контур ВНК; 2-тектоническое нарушение;

результаты опробования: 3-нефть, 4-водарезультаты опробования: 3-нефть, 4-вода

А - Безразломная модель строенияБ - Разломно - блоковая модель строения

Кленовского месторожденияКлёновского месторождения

(структурная карта по кровле продуктивного пласта)(структурная карта по кровле продуктивного пласта)

Рисунок 1 - Геологические модели Клёновского месторождения: _А-прежняя безразломная; Б-новая разломно-блоковая_

южного блока; наличие структурных плеч в прежних безразломных моделях на стыке блоков, а также сгущение изогипс кровли продуктивных отложений вдоль разрывных нарушений (рисунок1Б).

Проведённый анализ позволил установить максимальную амплитуду сбросов I и II в приосевой части 16,9 м.