Отечественный и зарубежный опыт в нефтегазовой отрасли

1. Курс лекций «Отечественный и зарубежный опыт в нефтегазовой отрасли»

Цифровое геологическое моделирование
профессор, д. г.-м. н. С. В. Галкин

2.

Подсчет запасов углеводородов объемным
методом
Подсчет запасов нефти
НГЗ = F * hн * Кп * Кн * *
F – горизонтальная проекция площади залежей;
hн – вертикальная нефте (газо)насыщенная толщина пласта;
Кп – коэффициент открытой пористости;
Кн – коэффициент нефтенасыщенности;
– коэффициент учитывающий усадку нефти;
– плотность нефти при стандартных условиях
Подсчет запасов газа
НГЗ = F * hг * Кп * Кг * Р * Т
произведение барического и термического коэффициентов РТ
используется для приведения объема свободного газа, содержащегося в
залежи, к стандартным условиям:
Р * Т = [(роаo–pостaост)/pст] *[(Tо+tст)/(Tо+tпл)]
ро – среднее начальное пластовое давление в залежи, МПа;
аo – поправка (аo=1/Zо), обратно пропорциональная коэффициенту сжимаемости
реальных газов Zo при давлении ро;
pост – среднее остаточное давление, устанавливающееся в залежи, когда давление
на устье добывающих скважин равно стандартному,;
aост – соответствующая pост поправка на сжимаемость реальных газов,;
pст – давление при стандартных, условиях, равное 0,1 МПа;
Tо = 273К; tст = 20°С; tпл – средняя температура в залежи в пластовых условиях
2

3.

Цифровая геологическая модель месторождения
нефти
Цифровая
трехмерная
геологическая
модель
месторождения - представление продуктивных пластов
и вмещающей их геологической среды в виде набора
трехмерных цифровых кубов.
Геологическая модель должна отражать:
- пространственное положение в объеме горных пород
коллекторов и разделяющих их непроницаемых
прослоев;
- пространственное положение стратиграфических
границ, литологических границ в пределах пластов,
тектонических нарушений;
- идентификаторы циклов, объектов, границ пластов;
- средние значения в ячейках сетки геологических
параметров, позволяющих рассчитать начальные и
текущие запасы углеводородов;
- пространственное положение начальных и текущих
флюидных контактов;
- пространственные координаты «устье, забой и
пластопересечений» скважин.
Программные комплексы геологического
моделирования на рынке России :
- IRAP RMS (производитель ROXAR,
Норвегия);
- PETREL (производитель Schlumberger,
Панама);
- DV SeisGeo (производитель ЦГЭ, Москва)
3

4.

Построение структурного каркаса геологической
модели
Основа структурной модели –
результаты 2D и 3D сейсморазведки,
данные бурения скважин
2D
3D
Метод стратиграфического
моделирования – Stratigraphic modeling
IRAP RMSgeoform
гора Великан, р. Чусовая, Кын
слоистость осадочных горных пород
4

5.

Построение литологической модели пластов
Построение литологической модели
пластов – основа интерпретация
геофизических исследований скважин ГИС
Программные комплексы «Solver», «Prime»
5

6.

Моделирование ФЕС нефтяного пласта
Основой при моделировании
фильтрационно-емкостных свойств
(ФЕС) является сопоставление
определенных по керну петрофизических
характеристик с данными ГИС
Кп , %
30
25
Кп = 7.69DIg2 - 34.4DIg + 25.0
R = 0.94
20
15
10
5
0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
DIg, д.ед.
Целью этапа является распределение
петрофизических параметров (коэффициентов
пористости, нефтенасыщенности,
проницаемости) в объеме пород, определенных
на этапе литологического моделирования как
коллектор. В неколлекторах значения
петрофизических параметров условно
принимаются равными нулю.
6

7.

Фациальный анализ и прогноз ФЭС
Фациальный анализ выполняется
на основе комплексирования
информации методов
исследования керна, детальной
сейсморазведки, специальных
методов ГИС, интерпретации ГДИ
Отображение
Сейсмофациальная
«проток» на
схема визейских
седиментационном терригенных
слайсе
отложений
Срез по кубу
акустической
инверсии
(ПАК)
7

8.

Подсчет геологических запасов нефти и газа
Подсчет запасов выполняется на основе
программных комплексов трехмерного
геологического моделирования
Запасы рассчитываются через объем
коллекторов, занятых нефтью (газом)
4500
4264 4277
4000
3500
2965 2921
3000
2500
2000
1633 1632
1500
707 748
1000
781 771
500
449 465
51 56
0
Тл2-а
Тл2-б
Бб1
Бб2
2D
3D
Мл1
Мл2
Т1
Условие корректности геологической модели для
всех
эксплуатационных
объектов
погрешность сопоставления двумерного и
трехмерного подсчета геологических запасов
не должна превышать 5%
8

9.

Анализ информации из трехмерной
геологической модели
Продольные и поперечные разрезы по трехмерному кубу
Разрезы кубов пористости, нефтенасыщенности, проницаемости
9

10.

Оценка ФЭС трещинных коллекторов
Трещиноватость горных пород обусловливается наличием в них
трещин, не заполненных твердым веществом. Залежи, связанные с
трещиноватыми коллекторами, приурочены большей частью к
плотным карбонатным коллекторам.
По величине раскрытости трещин выделяют макротрещины шириной
более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40-50 мкм.
Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным
коллекторам. Трещины, влияющие на процесс фильтрации и работу
скважин, в керне обычно не фиксируются, так как при отборе из таких
интервалов керн распадается на части. Изучение макротрещиноватости
проводят на основе визуального исследования стенок скважины по
фотографиям, полученным с помощью глубинных телекамер, а также
по данным гидродинамических исследований скважин.
Трещиноватая порода представляет собой совокупность огромного
количества элементарных геологических тел, ограниченных
макротрещинами. Объем породы такого элементарного тела называют
матрицей. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от долей
процента до 1-2%.
Наличие макротрещиноватости обеспечивает включение в процесс
дренирования и каверн в кавернозном коллекторе. Трещины играют
роль каналов фильтрации жидкости и газа, связывающих воедино все
сложное пустотное пространство пород-коллекторов.
10

11.

Оценка ФЕС порово-трещинных коллекторов по
данным исследований керна
Исследования керна
Метод шлифов
Рентгенотомографические исследования
+ непосредственность наблюдений (прямой метод)
- зависит от степени освещенности керном
- позволяет оценивать только микротрещиноватость
- не дифференцирует естественную или техногенную трещиноватость
11

12.

Оценка ФЕС порово-трещинных коллекторов по
данным исследований скважин
наклонные трещины, соединяющие кавернозные
участки в известняке
известняк обломочный
кавернозный, каверны до 4 см
межформенные пустоты
в шлифе известняка
Исследования скважин
геофизические методы ГИС
гидродинамические методы ГДИ
специальные исследования
ГИС (FMI и др.)
интерпретация в программном
комплексе «SAPHIR»
12

13.

Оценка трещиноватости на основе
модели Уоррена-Рута
монотонно возрастающий график
11,5
Схематизация
трещиноватого коллектора
Давление, МПа
11,3
11,1
10,9
зона перегиба
10,7
10,5
10,3
0
100
200
300
400
500
Время, мин
трещинный коллектор
поровый коллектор
Признаком трещиноватости коллектора считается наличие на КВД точки
(участка) перегиба. КВД порового коллектора – монотонно возрастающая
функция, без перегибов или экстремумов
13

14.

Геологическое моделирование с учетом
коллекторов порово-трещинного типа
дебит нефти, м3/сут
поровый коллектор
с моделированием трещин
50
40
30
20
10
0
расчетный без модификации
фактический
расчетный с добавлением коллектора и модификацией
14