УДК 622.2

СОЗДАНИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ

Научный руководитель: к.т.н., доцент Джексенбаев Е. К., магистрант Нусупов К., к.т.н., доцент Джексенбаев Н.К., ст.преп. Калдыбаева Н.Т.

В статье показаны данные и требования к качеству геолого-геофизического материала для построения постоянно действующих геолого-технологических моделей, а именно результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.

Основой современных технологий оптимизации разработки месторождений является постоянно-действующая геолого-технологическая модель. Для построения таких моделей требуются цифровые базы данных, программно-технические и методические средства.

Для построения геологических и фильтрационных моделей могут использоваться следующие данные и информация: результаты интерпретации данных геохимических исследований, полевых геофизических методов, таких как магниторазведка, гравиразведка и др.; результаты региональных геолого-геофизических исследований, освещающие региональную стратиграфию, тектонику, палеогеоморфологию, палеогеографию, литологию, фациальные обстановки, перспективы нефтегазоносности; данные 3D или детализационной 2D сейсморазведки; данные ВСП, сейсмокаротажа, акустического и плотностного каротажа;измерения на кернах фазовых проницаемостей, капиллярных давлений, остаточной нефтенасыщенности, коэффициентов вытеснения нефти, ФЕС, гранулометрии для основных классов пород; результаты интерпретации данных дистанционных методов; результаты литологических исследований керна, шлифов, палеонтологические и палинологические исследования керна; данные пластовой наклонометрии в интервалах продуктивных горизонтов в разведочных скважинах и части эксплуатационных скважин; исходные кривые ГИС, результаты их обработки и интерпретации; данные инклинометрии скважин; данные контроля за разработкой (дебитометрия, расходометрия, термометрия, влагометрия, АКШ, ИННК, С/О); данные испытаний скважин; результаты гидродинамических исследований пластов и скважин; сведения о конструкциях скважин, качестве их крепления, интервалах перфорации, измерениях пластовых давлений; сведения о компонентном составе и физико-химических свойствах нефтей, конденсата, газа, минерализации пластовых вод; результаты замеров по скважинам состава, объема и процентного соотношения добываемой продукции, закачиваемого агента, продуктивности (приемистости) скважин, пластовых и забойных давлений, времени работы скважин, данные о состоянии фонда скважин; сведения об альтитудах, координатах устьев скважин, положении геофизических и геологических профилей и опорных пунктов в системе координат, принятой на предприятии; утвержденные отчеты по подсчету запасов и ТЭО КИН, проектные документы, отчеты авторских надзоров, анализов разработки, материалы из государственного баланса запасов, протоколы ГКЗ, научные отчеты о проведении исследований на месторождении. На новых месторождениях получение перечисленных данных выше должно быть предусмотрено в проектах поиска, разведки и доразведки. На уже разрабатываемых месторождениях в первую очередь должны быть реализованы программы уточнения инклинометрии действующих скважин и обеспечения замеров дебитов, забойных и пластовых давлений в скважинах высокоточными приборами. Для построения ПДГМ требуется выполнение или использование следующих материалов и работ: оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных; оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС, сейсморазведки и дистанционных методов; исследования кернов и проб пластовых флюидов; детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов; уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС, исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки; построение схем обоснования флюидных контактов; геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик; палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования; фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления; детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки; интерпретация данных контроля за разработкой.

На основе анализа всех перечисленных данных при подготовке отчетов по подсчету запасов должен быть произведен дифференцированный подсчет запасов углеводородов и построены удовлетворяющие результатам подсчета запасов цифровые геологические карты и разрезы по выбранным участкам, вертикальным и латеральным зонам, продуктивным пластам, залежам и по месторождению в целом. При подготовке ТЭО КИН и проектных документов трехмерные цифровые геологические модели должны соответствовать ранее утвержденным при подсчете запасов геологическим моделям и количеству запасов.

Степень дифференциации моделей определяется стадией изученности месторождения.

Затем, с учетом особенностей применяемой системы разработки, выбирается тип фильтрационной модели, формируется ее сеточная область, и параметры геологической модели преобразуются в параметры сетки фильтрационной модели.

По мере поступления новых геологических и технологических данных они должны вводиться в ПДГТМ. Рекомендуется ежегодно проводить авторский надзор за ПДГТМ. Целью авторского надзора является анализ согласуемости новых данных с моделью, оценка текущей точности прогноза технологических показателей на модели и выдача рекомендаций по ее дальнейшему использованию. ПДГТМ должна корректироваться на основе новых геологических данных, данных о текущей разработке, в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий [1,2,3].

Интегрированная база данных постоянно действующей модели должна непрерывно пополняться как за счет данных по вновь пробуренным скважинам, так и за счет новых данных по истории разработки, состоянию фонда скважин, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин и пластов.

ПДГТМ служат основой для дифференцированного подсчета геологических запасов по пластам и горизонтам, составления ТЭО коэффициентов нефтеизвлечения, технологических схем и проектов разработки, годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

ПДГТМ может использоваться в целях доразведки залежей, выбора мест заложения разведочных и уточнения положения эксплуатационных скважин, оптимизации выработки остаточных запасов, подготовки инвестиционных проектов разбуривания кустов, площадей постановки сейсморазведочных работ, выявления новых объектов разведки и эксплуатации, оптимизации эксплуатации содержащихся запасов углеводородов при текущем управлении процессом разработки.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

· повысить эффективность геологоразведочного процесса;

· оперативно управлять текущими запасами;

· на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

· осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

· сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

· проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

С помощью ПДГТМ выявляются слабо дренируемые и застойные зоны залежи, устанавливаются их размеры и способы вовлечения в активную разработку путем:

· оптимизации плотности и размещения сетки скважин, выбора рационального соотношения добывающих и нагнетательных скважин;

· повышения дебита скважин за счет правильного выбора геометрических характеристик и ориентации горизонтальных скважин и глубоко проникающего гидроразрыва пласта, а также других геолого-технических мероприятий (ОПЗ, РИР и т.п.);

· выбора и оптимизации технологических режимов работы нагнетательных и добывающих скважин и способов их эксплуатации;

· оптимизации режима работы системы скважина-пласт путем выбора рационального способа эксплуатации скважин;

· совершенствования системы контроля и регулирования выработки запасов и снижения темпов обводнения.

Основой такой методики является типизация коллекторов, геометризация резервуара и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностного подхода. Типизация коллекторов должна учитывать качественные различия в структуре пустотного пространства породы, в частности, количественное соотношение трещин, каверн и поровой матрицы.

Геометризация резервуара использует задание оцифрованных поверхностей (кровли, водонефтяного контакта, тектонических нарушений и т.д.) и формирует пакет параллельных слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине. Параметрическое заполнение модели осуществляется заданием статистических распределений параметров дифференцированно для каждого типа коллектора и моделирование их в узлах послойных матриц.

Если построение модели выполнялось ранее, дается краткое сравнение полученных результатов с результатами работ прошлых лет: изменение размеров и ориентации ячеек, алгоритмов интерполяции, корректировки исходных данных, зависимостей между сейсмическими и петрофизическими параметрами.

СПИСОК использованных источников

1. РУКОВОДСТВО «Разработка и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья» подготовлено по заданию НИПИ нефти и газа РАЕН сотрудниками ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова Максимовым М.М., Денисовым С.Б., Рыбицкой Л.П. В основу документа положен «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений» РД 153-39.0-047-00.

2. Перевод запасов нефти из категории С₁ в категорию В месторождения Кумколь по состоянию на 01.01.2001 г.. Автор: Коростышевский М.Н. ЗАО «НИПИнефтегаз», Актау, 2001 г.

3. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. с 277., Автор: Гришин Ф.А., Москва., Недра 1985 г.