Интеграция фациального анализа в процесс адаптации гидродинамической модели терригенного коллектора
Вагизов А.М., Хабибуллин Т.Д.,
Лукманов Н.Ф., Тимерханов Р.Ф.,
Швецова Н.Н., Гареев А.Т.,
Сайгафаров И.И., Хисматов Р.Р.,
Кравченко П.Н.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
«Башнефть-Петротест»,
ПАО АНК «Башнефть»
В статье описан процесс построения геолого-гидродинамических моделей на основе фациального анализа и дана оценка перспектив реализации различных вариантов оптимизации системы разработки на примере участка уникального месторождения Республики Башкортостан. При гидродинамическом моделировании многопластовых объектов, разрабатываемых единым фильтром, возможно возникновение нескольких равновероятных вариантов настройки гидродинамической модели на фактические данные. Построение фациальной геологической модели позволило проследить геологическую изменчивость объекта, определить индивидуальные настройки для распределения коллекторских и петрофизических свойств, таким образом обеспечив детальное описание геологических неопределенностей. Детальное описание объекта в свою очередь способствует улучшению процесса настройки гидродинамической модели на соответствие расчетных параметров историческим данным разработки и использованию адаптированной гидродинамической модели для анализа эксплуатации участка и выявления зон локализации остаточных запасов. Построение и численные эксперименты на гидродинамической модели — трудоемкий процесс, требующий значительных временных затрат. Внедрение в геологическую модель учет фациальной неоднородности дает возможность уточнить распределение запасов в условиях многопластового объекта, а в ряде случаев — системно улучшить качество результатов прогнозных расчетов.
Введение
Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения при реализации традиционных методов характеризуется снижением темпов отбора, ростом обводненности продукции, ухудшением структуры запасов. Для поддержания добычи нефти на достигнутом уровне и повышения выработки запасов требуются новые технологии и подходы к разработке объектов. В особенности это актуально для месторождений со сложным геологическим строением.
Геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ) является одним из инструментов, используемых
при анализе разработки и оценке различных вариантов доизвлечения остаточных запасов.
В настоящее время в большей части используемых при моделировании терригенных коллекторов ГГДМ в рамках одного объекта применяются единые зависимости при задании фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Для коллекторов, имеющих разное фациальное происхождение и вследствие этого индивидуальные ФЕС, использование таких зависимостей при настройке ГГДМ на фактические данные разработки будет приводить к снижению прогнозной способности модели. В связи с этим растет актуальность работ, нацеленных на повышение достоверности ГГДМ с учетом литолого-фациальной изменчивости [1].
Геолого-гидродинамическая модель (ГГДМ) является одним из инструментов, используемых
при анализе разработки и оценке различных вариантов доизвлечения остаточных запасов.
В настоящее время в большей части используемых при моделировании терригенных коллекторов ГГДМ в рамках одного объекта применяются единые зависимости при задании фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Для коллекторов, имеющих разное фациальное происхождение и вследствие этого индивидуальные ФЕС, использование таких зависимостей при настройке ГГДМ на фактические данные разработки будет приводить к снижению прогнозной способности модели. В связи с этим растет актуальность работ, нацеленных на повышение достоверности ГГДМ с учетом литолого-фациальной изменчивости [1].
Восстановление фациальной обстановки осадконакопления в совокупности с последующей реализацией полученных результатов в цифровой модели участка позволяет проанализировать особенности разработки отложений и оптимизировать процесс эксплуатации в целях увеличения добычи. Для подтверждения данного предположения и детализации геологического строения была построена секторная геолого-гидродинамическая модель (СГГДМ) опытного участка с учетом фациальных особенностей отложений.
В данной статье рассматривается Арланское нефтяное месторождение, которое располагается
в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на северо-западе Республики Башкортостан. Тектонически оно приурочено к Бирской седловине, представляющей собой отрицательную структуру. Одним из основных объектов, с которым связана промышленная нефтеносность месторождения, является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, углисто-глинистых разностей и известняков.
В данной статье рассматривается Арланское нефтяное месторождение, которое располагается
в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, на северо-западе Республики Башкортостан. Тектонически оно приурочено к Бирской седловине, представляющей собой отрицательную структуру. Одним из основных объектов, с которым связана промышленная нефтеносность месторождения, является терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), представленная переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов, углисто-глинистых разностей и известняков.
Целью работы являлось построение СГГДМ на опытном участке для уточнения распределения извлекаемых запасов с учетом фациального моделирования. В ходе выполнения работы на этапе геологического моделирования решались задачи: анализ фактического материала, корреляция отложений, восстановление фациальных условий осадконакопления, проведение палеотектонических реконструкций. Далее выполнялось построение гидродинамической модели на основе геологической модели (ГМ) с учетом фациального разделения пород и последующим анализом результатов моделирования.
Краткие сведения по участку моделирования
Опытный участок моделирования расположен на территории Ново-Хазинской площади в пределах Бирской седловины (рис. 1), разрабатывается с 1961 г. Реализована нерегулярная система разработки с очагово-избирательной системой ППД, закачка осуществляется с 1966 г. Действующий добывающий фонд составляет 33 скважины, фонд нагнетательных — 19 скважин, жесткость системы 1,7. Объект находится на завершающем этапе разработки, характеризующемся высокой обводненностью, достигающей 97 %.
Основными продуктивными пластами являются С1tl.1-2-3 и С1rd-bb. Согласно схеме фациальной неоднородности отложений радаевско-бобриковского горизонта [2] (рис. 1), участок секторного моделирования приурочен к зоне развития дельтовых каналов и является перспективным для реализации фациального анализа.
Основными продуктивными пластами являются С1tl.1-2-3 и С1rd-bb. Согласно схеме фациальной неоднородности отложений радаевско-бобриковского горизонта [2] (рис. 1), участок секторного моделирования приурочен к зоне развития дельтовых каналов и является перспективным для реализации фациального анализа.
Рис. 1. Участок секторного моделирования на картах фациальной неоднородности и накопленных отборов
В рамках анализа геолого-промысловой информации на участке выделяются четыре характерные зоны. Условное разделение позволяет детально анализировать продуктивность каждой из зон, принимая во внимание значительную историю разработки.
Первая зона, включающая пласты С1tl.1-2-3 и С1rd-bb, отличается наиболее низкими накопленными объемами добычи нефти. Это обусловлено несколькими факторами: более низкой проницаемостью коллектора, неблагоприятными геологическими условиями (наличие значительных глинистых прослоев, препятствующих эффективной разработке), а также возможным наличием водного конуса, досрочно вытесняющего нефть из продуктивного пласта. Запускные дебиты нефти в этой зоне изменяются в пределах 17–20 т/сут, что свидетельствует о сравнительно низкой начальной продуктивности скважин. Низкие дебиты жидкости, достигающие 150 м3/сут, подтверждают эту тенденцию. Вторая зона, преимущественно эксплуатирующая пласты С1tl.1-2-3, демонстрирует схожую картину с первой, хотя и с несколько более высокими показателями. Накопленные
объемы отбора нефти сопоставимы с первой зоной, а запускные дебиты нефти находятся в диапазоне 20–40 т/сут. Дебиты жидкости достигают 150 м3/сут. Незначительное повышение продуктивности объясняется улучшенными коллекторскими свойствами в пределах этой зоны.
Первая зона, включающая пласты С1tl.1-2-3 и С1rd-bb, отличается наиболее низкими накопленными объемами добычи нефти. Это обусловлено несколькими факторами: более низкой проницаемостью коллектора, неблагоприятными геологическими условиями (наличие значительных глинистых прослоев, препятствующих эффективной разработке), а также возможным наличием водного конуса, досрочно вытесняющего нефть из продуктивного пласта. Запускные дебиты нефти в этой зоне изменяются в пределах 17–20 т/сут, что свидетельствует о сравнительно низкой начальной продуктивности скважин. Низкие дебиты жидкости, достигающие 150 м3/сут, подтверждают эту тенденцию. Вторая зона, преимущественно эксплуатирующая пласты С1tl.1-2-3, демонстрирует схожую картину с первой, хотя и с несколько более высокими показателями. Накопленные
объемы отбора нефти сопоставимы с первой зоной, а запускные дебиты нефти находятся в диапазоне 20–40 т/сут. Дебиты жидкости достигают 150 м3/сут. Незначительное повышение продуктивности объясняется улучшенными коллекторскими свойствами в пределах этой зоны.
Третья и четвертая зоны, связанные с пластом С1rd-bb, демонстрируют значительно более высокие показатели. Накопленные объемы отбора нефти в этих зонах достигают приблизительно 2,5 млн т,
что существенно выше фактических показателей первой и второй зон. Запускные дебиты нефти в отдельных скважинах превышают 100 т/сут, что указывает на высокую начальную продуктивность. Соответственно, дебиты жидкости достигают максимальных значений — до 900 м3/сут. Высокая продуктивность этих зон обусловлена лучшими коллекторскими свойствами пласта С1rd-bb,
более высокой пористостью и проницаемостью, а также более благоприятным геологическим строением пласта. Тем не менее, необходимо отслеживать динамику обводненности в этих зонах
и своевременно принимать меры по поддержанию пластового давления для предотвращения преждевременного падения дебитов жидкости.
что существенно выше фактических показателей первой и второй зон. Запускные дебиты нефти в отдельных скважинах превышают 100 т/сут, что указывает на высокую начальную продуктивность. Соответственно, дебиты жидкости достигают максимальных значений — до 900 м3/сут. Высокая продуктивность этих зон обусловлена лучшими коллекторскими свойствами пласта С1rd-bb,
более высокой пористостью и проницаемостью, а также более благоприятным геологическим строением пласта. Тем не менее, необходимо отслеживать динамику обводненности в этих зонах
и своевременно принимать меры по поддержанию пластового давления для предотвращения преждевременного падения дебитов жидкости.
В условиях высокой дифференциации фильтрационно-емкостных свойств, а также принимая
во внимание значительную историю разработки рассматриваемого объекта, весьма сложно определить текущие зоны локализации остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Использование вероятностных методов оценки запасов, учитывающих неопределенность геологических параметров и технологических факторов, позволяет более точно оценить потенциал ОИЗ
и определить оптимальные стратегии их вовлечения в разработку. Для решения задачи снижения неопределенности локализации остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по разрезу необходимо построение СГГДМ с учетом концептуального представления модели осадконакопления как дельтовой системы с разделением ее элементов на отдельные фациальные обстановки [3].
На рассматриваемом участке многопластовый объект разрабатывается единым фильтром,
в связи с чем возникает несколько равновероятных вариантов настроек ГДМ на фактические данные. Это позволит обеспечить эффективность работы объекта на всей длительности его истории разработки.
во внимание значительную историю разработки рассматриваемого объекта, весьма сложно определить текущие зоны локализации остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ). Использование вероятностных методов оценки запасов, учитывающих неопределенность геологических параметров и технологических факторов, позволяет более точно оценить потенциал ОИЗ
и определить оптимальные стратегии их вовлечения в разработку. Для решения задачи снижения неопределенности локализации остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ) по разрезу необходимо построение СГГДМ с учетом концептуального представления модели осадконакопления как дельтовой системы с разделением ее элементов на отдельные фациальные обстановки [3].
На рассматриваемом участке многопластовый объект разрабатывается единым фильтром,
в связи с чем возникает несколько равновероятных вариантов настроек ГДМ на фактические данные. Это позволит обеспечить эффективность работы объекта на всей длительности его истории разработки.
Фациальное моделирование
Согласно анализу керна, геофизических исследований скважин (ГИС) и регионального строения территории месторождения, в работе были выявлены признаки, которые позволяют отнести отложения радаевско-бобриковского горизонта к дельтовым отложениям речного типа. В тульское время начинали формироваться отложения ассоциации отмирания дельты. Прекращение или уменьшение поступления терригенного материала приводило к образованию маломощных прослоев известняков и глин. Однако в северо-западной части территории Республики Башкортостан продолжали накапливаться песчаные отложения дельтовых каналов, развитие которых по сравнению с радаевско-бобриковским горизонтом значительно продвинулось
на север [4].
на север [4].
Корреляция отложений
Корреляция отложений ТТНК проводилась прослеживанием границ пластов тульского и бобриковского горизонтов по 203 скважинам с выравниванием на «алексинский» репер C1al. Данный горизонт уверенно отмечается во всех скважинах сектора по данным ГИС. Представлен известняками серыми, реже темно-серыми с прослоями доломитов, имеющих подчиненное значение [5]. Согласно геолого-статистическому разрезу (ГСР) (рис. 2), стратиграфическая модель объекта представлена как модель, в которой попластовое разделение является отображением геологической цикличности осадконакопления.
Рис. 2. Пример корреляционных построений отложений ТТНК
Аналогичным образом была выполнена корреляция пластов C1tl.1-3 тульского времени.
Изначально ГМ строилась без фациального разделения, и при корреляционных построениях кровля пласта С1rd-bb совпадала с той отметкой, что принята в текущем представлении о геологическом строении объекта. На первом этапе анализа форм кривых ПС и ГК выявлено наличие русловых тел. Но формирование пластов С1tl.4-5-6 происходило в условиях трансгрессии тульского моря, и данный цикл осадконакопления представлял собой область развития прибрежно-морских условий [6], поэтому выявленные русловые тела были отнесены ко второму
циклу осадконакопления пласта С1rd-bb. Таким образом, аналогично была скорректирована отбивка кровли пласта во всех скважинах сектора.
Изначально ГМ строилась без фациального разделения, и при корреляционных построениях кровля пласта С1rd-bb совпадала с той отметкой, что принята в текущем представлении о геологическом строении объекта. На первом этапе анализа форм кривых ПС и ГК выявлено наличие русловых тел. Но формирование пластов С1tl.4-5-6 происходило в условиях трансгрессии тульского моря, и данный цикл осадконакопления представлял собой область развития прибрежно-морских условий [6], поэтому выявленные русловые тела были отнесены ко второму
циклу осадконакопления пласта С1rd-bb. Таким образом, аналогично была скорректирована отбивка кровли пласта во всех скважинах сектора.
Фациальный анализ
Во времена формирования радаевского горизонта отложения ТТНК на рассматриваемой площади представляли собой область прибрежной равнины, временами заливавшейся морем, а в бобриковское время — заболоченную приморскую равнину [7].
Согласно анализу форм кривых, полученных по методу потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма-каротажа (ГК) по электрометрической модели Муромцева В.С., отложения пласта C1rd-bb рассматриваемого участка представлены преимущественно дельтовыми каналами, песками пойменных разливов и дельтовой равниной (рис. 3).
Согласно анализу форм кривых, полученных по методу потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) и гамма-каротажа (ГК) по электрометрической модели Муромцева В.С., отложения пласта C1rd-bb рассматриваемого участка представлены преимущественно дельтовыми каналами, песками пойменных разливов и дельтовой равниной (рис. 3).
Рис. 3. Карта распределения фаций C1rd-bb
Аналогичным образом проведен фациальный анализ пластов C1tl.1-2-3. В тульское время произошло кратковременное проникновение моря с востока и накопление терригенно-карбонатной пачки. Во второй половине тульского периода регрессия моря на юго-восток способствовала формированию глинисто-алевритовых отложений в зоне мелководья. На завершающем этапе накопления этой толщи произошло образование эрозионных врезов с частичным размывом алеврит-известковистой пачки и пачки глин — дельтовых каналов. В процессе формирования пласта C1tl.2 произошло обнажение дельтовой равнины и дальнейшее перемещение осадочного материала по основным дельтовым каналам с образованием второстепенных каналов, пойм, устьевых баров [8].
Дополнительным критерием для уточнения положения границ фациальных зон, ввиду их высокой неопределенности, послужили палеотектонические реконструкции. Использование карты изопахит от кровли пласта C1ksl до кровли C1tl.4 позволило уточнить границы фаций. Согласно концептуальному представлению рассматриваемых отложений, зонам развития фаций каналов соответствует увеличение мощности терригенных осадков (рис. 4).
Дополнительным критерием для уточнения положения границ фациальных зон, ввиду их высокой неопределенности, послужили палеотектонические реконструкции. Использование карты изопахит от кровли пласта C1ksl до кровли C1tl.4 позволило уточнить границы фаций. Согласно концептуальному представлению рассматриваемых отложений, зонам развития фаций каналов соответствует увеличение мощности терригенных осадков (рис. 4).
Рис. 4. Карта изопахит (пласты C1ksl–C1tl.4)
Создание кубов литологии и пористости
После проведения фациального анализа и создания структурного каркаса собран куб фаций, в пределах которого в дальнейшем смоделированы литология и пористость. Литология моделировалась с распределением эффективных толщин, со своими настройками вариограмм отдельно в каждой фациальной зоне. В результате получен куб литологии, в котором выделены неколлектор, 1-я фация — отложения каналов, 2-я фация — пески пойменных разливов и отложения дельтовой равнины (пойма).
Аналогичным образом, соблюдая принцип индивидуальных настроек для каждой фации, моделировался куб пористости. Созданная ГМ учитывает геометризацию фациальных зон
и изменчивость ФЕС при переходе от канальной фации к отложениям дельтовой равнины.
Аналогичным образом, соблюдая принцип индивидуальных настроек для каждой фации, моделировался куб пористости. Созданная ГМ учитывает геометризацию фациальных зон
и изменчивость ФЕС при переходе от канальной фации к отложениям дельтовой равнины.
Распределение петротипов и уточнение фациальной модели
В работе [4] породы ТТНК месторождений северо-запада Республики Башкортостан разделены на три петрофизических типа коллектора по глинистости. Для каждого класса пород по данным лабораторных исследований построены основные петрофизические зависимости (рис. 5) и с использованием пористости обоснованы граничные значения кондиционных параметров, в частности открытой пористости Кп.гр:
1-й тип коллектора — песчаники чистые (Сгл < 5 %) с Кп.гр = 8 %;
2-й тип коллектора — песчаники и алевролиты слабоглинистые (5 % ≤ Сгл < 10 %) с Кп.гр = 12 %;
3-й тип коллектора — песчаники и алевролиты глинистые (10 % ≤ Сгл < 20 %) с Кп.гр = 16 %.
1-й тип коллектора — песчаники чистые (Сгл < 5 %) с Кп.гр = 8 %;
2-й тип коллектора — песчаники и алевролиты слабоглинистые (5 % ≤ Сгл < 10 %) с Кп.гр = 12 %;
3-й тип коллектора — песчаники и алевролиты глинистые (10 % ≤ Сгл < 20 %) с Кп.гр = 16 %.
Рис. 5. Зависимости проницаемости от пористости по петроклассам
В скважинах моделируемого участка дискретные кривые петротипов выделялись на основании описанных выше критериев глинистости, показаны на рисунке 6 справа от кривых ГИС.
Фации дельтовых каналов, как правило, отличаются лучшими ФЕС (преимущественно 1-й тип коллектора) по сравнению с фациями песчаных отложений дельтовой равнины, имеющими уменьшенные мощности коллектора и ухудшенные ФЕС (2-й и 3-й типы коллектора). На рисунке 6 приведены гистограммы распределения по количеству скважин, попадающих в ту или иную фацию с учетом петротипов.
С учетом данных по выделению петротипов фации дельтовой равнины и песков разлива объединены в одну фацию, так как для них применялась одна зависимость ввиду отсутствия выделенных коллекторов в пределах дельтовой равнины.
Фации дельтовых каналов, как правило, отличаются лучшими ФЕС (преимущественно 1-й тип коллектора) по сравнению с фациями песчаных отложений дельтовой равнины, имеющими уменьшенные мощности коллектора и ухудшенные ФЕС (2-й и 3-й типы коллектора). На рисунке 6 приведены гистограммы распределения по количеству скважин, попадающих в ту или иную фацию с учетом петротипов.
С учетом данных по выделению петротипов фации дельтовой равнины и песков разлива объединены в одну фацию, так как для них применялась одна зависимость ввиду отсутствия выделенных коллекторов в пределах дельтовой равнины.
Рис. 6. Гистограммы распределения скважин по фациям с учетом петротипов
Таким образом, построение ГМ осуществлялось с учетом концептуальных представлений и анализа фактического материала объекта исследований. Итоговые карты распределения фаций приведены на рисунке 7.
Рис. 7. Итоговые карты распределения фаций: а — С1rd-bb.2; б — C1tl.1-2-3
Построение ГДМ. Обоснование выбора модели
с разделением на фации
Перед построением гидродинамической модели по рассматриваемому участку проведен анализ состояния разработки, включающий выявление связи показателей эксплуатации скважин с их фациальной принадлежностью.
Сравнив итоговую карту распределения фаций с картой зон участка интересов (рис. 1), можно отметить, что в пласте С1rd-bb ранее выделенные зоны разделены дельтовыми равнинами. В верхней пачке С1tl.1-2-3 отмечается аналогичная ситуация: первая и третья зоны разделены дельтовыми равнинами. Первая зона, у которой худшие показатели по накопленной добыче нефти, отличается отсутствием каналов в пласте С1tl.1-2-3, в отличие от второй, третьей и четвертой зон.
Сравнив итоговую карту распределения фаций с картой зон участка интересов (рис. 1), можно отметить, что в пласте С1rd-bb ранее выделенные зоны разделены дельтовыми равнинами. В верхней пачке С1tl.1-2-3 отмечается аналогичная ситуация: первая и третья зоны разделены дельтовыми равнинами. Первая зона, у которой худшие показатели по накопленной добыче нефти, отличается отсутствием каналов в пласте С1tl.1-2-3, в отличие от второй, третьей и четвертой зон.
Далее проведена проверка наличия связи показателей эксплуатации отдельных скважин с их фациальной принадлежностью. Подтверждение согласованности показателей с распределением скважин по вскрытию «каналов» и «равнин» было получено (рис. 8).
Скважины, по которым перфорированы только коллекторы в «дельтовых равнинах», в среднем имеют кратно худшие показатели, чем скважины, по которым вскрыты «каналы» по одному из пластов.
Скважины, по которым перфорированы только коллекторы в «дельтовых равнинах», в среднем имеют кратно худшие показатели, чем скважины, по которым вскрыты «каналы» по одному из пластов.
Рис. 8. Показатели работы скважин в зависимости от фациальной принадлежности
Для ГДМ был выбран тип модели Black oil, двухфазная (нефть, вода). Средний размер ячейки 50×50×0,25.
Рассмотрены варианты построения ГДМ без разделения на фации (исходная ГДМ) и с разделением на фации (фациальная ГДМ).
В исходной ГДМ зависимости проницаемости и остаточной водонасыщенности от пористости заданы едиными по всей модели. Для фациальной ГДМ при построении зависимостей проницаемости и остаточной водонасыщенности от пористости использовалась работа по петрофизическому моделированию ТТНК Башкортостана [4]. По преобладающему типу коллектора в фации дельтовых каналов заданы свойства как в «песчаниках чистых» с глинистостью менее 5 % (1-й тип коллектора), а в пределах дельтовой равнины свойства заданы как «алевролиты и песчаники» с глинистостью 5–10 % (2-й тип коллектора). Значение куба фаций стало основным параметром, определяющим распределение петрофизических свойств в модели. Остальные зависимости задавались без учета фаций, как и в исходной ГДМ. Начальное насыщение задавалось с помощью опции гидростатического выравнивания. Задано граничное условие — без перетоков.
Рассмотрены варианты построения ГДМ без разделения на фации (исходная ГДМ) и с разделением на фации (фациальная ГДМ).
В исходной ГДМ зависимости проницаемости и остаточной водонасыщенности от пористости заданы едиными по всей модели. Для фациальной ГДМ при построении зависимостей проницаемости и остаточной водонасыщенности от пористости использовалась работа по петрофизическому моделированию ТТНК Башкортостана [4]. По преобладающему типу коллектора в фации дельтовых каналов заданы свойства как в «песчаниках чистых» с глинистостью менее 5 % (1-й тип коллектора), а в пределах дельтовой равнины свойства заданы как «алевролиты и песчаники» с глинистостью 5–10 % (2-й тип коллектора). Значение куба фаций стало основным параметром, определяющим распределение петрофизических свойств в модели. Остальные зависимости задавались без учета фаций, как и в исходной ГДМ. Начальное насыщение задавалось с помощью опции гидростатического выравнивания. Задано граничное условие — без перетоков.
Внесение в ГДМ фациального разделения привело к перераспределению подвижных
запасов (табл. 1, 2). Обозначим: SOIL — начальная нефтенасыщенность, SOWCR — критическая нефтенасыщенность. Тогда разность SOIL — SOWCR влияет на подвижные запасы нефти. Определено, что выше ВНК разность SOIL — SOWCR в «каналах» при переходе от исходной ГДМ
к фациальной увеличивается, а в «дельтовых равнинах» эта разность уменьшается.
запасов (табл. 1, 2). Обозначим: SOIL — начальная нефтенасыщенность, SOWCR — критическая нефтенасыщенность. Тогда разность SOIL — SOWCR влияет на подвижные запасы нефти. Определено, что выше ВНК разность SOIL — SOWCR в «каналах» при переходе от исходной ГДМ
к фациальной увеличивается, а в «дельтовых равнинах» эта разность уменьшается.
Табл. 1. Средняя нефтенасыщенность в исходной и фациальной моделях
Табл. 2. Начальные подвижные запасы нефти в моделях
Следует отметить, что при переходе от исходной ГДМ к модели на основе фациального анализа значительно изменилось распределение проницаемости (рис. 9, табл. 3).
Средняя проницаемость в «каналах» в исходной ГДМ — 461×10-3мкм2, после перехода к фациальной увеличилась до 924×10-3мкм2. В исходной модели для дельтовых равнин средняя проницаемость составляла 221×10-3мкм2, в фациальной модели — 135×10-3мкм2. В итоге отношение средней проницаемости в «каналах» к средней проницаемости в «равнинах» в исходной ГДМ было равным 2,1, в фациальной ГДМ увеличилось до 6,8.
Средняя проницаемость в «каналах» в исходной ГДМ — 461×10-3мкм2, после перехода к фациальной увеличилась до 924×10-3мкм2. В исходной модели для дельтовых равнин средняя проницаемость составляла 221×10-3мкм2, в фациальной модели — 135×10-3мкм2. В итоге отношение средней проницаемости в «каналах» к средней проницаемости в «равнинах» в исходной ГДМ было равным 2,1, в фациальной ГДМ увеличилось до 6,8.
Рис. 9. Средняя проницаемость по пласту C1rd-bb:
а — исходная ГДМ;
б — фациальная ГДМ
а — исходная ГДМ;
б — фациальная ГДМ
Табл. 3. Средняя проницаемость
в исходной и фациальной моделях
в исходной и фациальной моделях
Для оценки преимуществ использования фациального разделения для ГДМ по двум вариантам модели проведено сравнение результатов расчета без адаптации. Сумма квадратов невязок по годовым отборам нефти, деленная на число лет, по фациальной модели по сравнению с исходной ниже в 3,8 раза — это 1,2E+0,9 и 4,5E+0,9.
где Qофt — фактическая годовая добыча нефти; Qopt — расчетная годовая добыча нефти.
В качестве еще одной меры сравнения рассчитаны суммы квадратов невязок по дебиту нефти
по всем скважинам на все временные шаги, деленные на суммарное количество точек,
где присутствовали замеры (обозначено NwNt). По этому критерию показатель для фациальной ГДМ — 114,4, что на 13 % лучше показателя исходной ГДМ — 131,7.
В качестве еще одной меры сравнения рассчитаны суммы квадратов невязок по дебиту нефти
по всем скважинам на все временные шаги, деленные на суммарное количество точек,
где присутствовали замеры (обозначено NwNt). По этому критерию показатель для фациальной ГДМ — 114,4, что на 13 % лучше показателя исходной ГДМ — 131,7.
где qофwt — фактический дебит нефти; qopwt — расчетный дебит нефти.
Оценивая кросс-плоты по накопленной добыче нефти по скважинам, можно отметить, что линия регрессии фациальной модели y = 0,8967x + 10578 имеет меньший угол отклонения от «идеальной» прямой y = x, чем линия регрессии исходной модели y = 0,7093x + 19873.
Также коэффициент детерминацииR2 = 0,6495 у фациальной модели выше, чем R2 = 0,5624 у исходной.
По накопленной добыче жидкости по скважинам данный эффект проявлен более наглядно: линия регрессии фациальной модели y = 0,6371x + 124422, линия регрессии исходной модели
y = 0,3319x + 62408. Коэффициент детерминации у фациальной модели составляет R2 = 0,8587, у исходной — R2 = 0,5818.
Оценивая кросс-плоты по накопленной добыче нефти по скважинам, можно отметить, что линия регрессии фациальной модели y = 0,8967x + 10578 имеет меньший угол отклонения от «идеальной» прямой y = x, чем линия регрессии исходной модели y = 0,7093x + 19873.
Также коэффициент детерминацииR2 = 0,6495 у фациальной модели выше, чем R2 = 0,5624 у исходной.
По накопленной добыче жидкости по скважинам данный эффект проявлен более наглядно: линия регрессии фациальной модели y = 0,6371x + 124422, линия регрессии исходной модели
y = 0,3319x + 62408. Коэффициент детерминации у фациальной модели составляет R2 = 0,8587, у исходной — R2 = 0,5818.
По результатам сравнения динамики расчетных показателей (рис. 10) сделан вывод, что ГДМ с учетом фациального анализа более корректна по сравнению с исходной. Для дальнейшей работы решено использовать ГДМ с учетом фациального анализа.
Рис. 10. Сравнение динамики расчетных параметров ГДМ без адаптации с фациальным разделением и без фациального разделения
В заключение можно отметить, что в секторной модели с учетом фациального анализа удалось добиться соответствия расчетных параметров историческим данным разработки, использовать настроенную ГДМ для анализа эксплуатации участка и выявления зон локализации остаточных запасов. Зачастую такие зоны локализации ОИЗ возникают в «тупиковых» участках каналов, где ближайшие нагнетательные скважины не могут эффективно воздействовать. В зонах локализации запасов были подобраны геолого-технические мероприятия для повышения выработки запасов.
Наряду с региональными концептуальными представлениями об объекте для оценки его фациальной изменчивости по площади и по разрезу в СГГДМ использовались следующие практики:
Сравнение вариантов ГДМ с использованием фациального разделения отложений и без него показал, что интегральные показатели дебита нефти, жидкости и закачки соответствуют фактическим больше в модели с фациальным разделением коллекторов.
- методика В.С. Муромцева (фациальная природа осадка по электрическим характеристикам);
- соотношение дискретных кривых петротипов в пласте (выявление преобладающего петротипа);
- палеоструктурные реконструкции для подтверждения и уточнения границ фациальных зон.
Сравнение вариантов ГДМ с использованием фациального разделения отложений и без него показал, что интегральные показатели дебита нефти, жидкости и закачки соответствуют фактическим больше в модели с фациальным разделением коллекторов.
1. Особенности геологического строения объекта С1rd-bb-tl и физических свойств пластовых флюидов в условиях разработки общим фильтром многопластовой системы предопределили сложности разработки уникального месторождения.
2. В представленной работе при построении трехмерных моделей предложено в качестве концептуального представления осадконакопления использовать дельтовую систему с разделением ее элементов на фациальные группы. Такая дифференциация позволяет повысить достоверность распределения ФЕС для отложений различного фациального происхождения.
3. Использование фациального анализа ускорило процесс адаптации ГДМ и позволило получить уточненное распределение запасов на рассматриваемом участке.
4. Результаты интеграции данных фациального анализа в процесс моделирования показывают целесообразность его использования при построении геолого-
гидродинамических моделей терригенных отложений, особенно в условиях разработки месторождений с несколькими продуктивными пластами.
2. В представленной работе при построении трехмерных моделей предложено в качестве концептуального представления осадконакопления использовать дельтовую систему с разделением ее элементов на фациальные группы. Такая дифференциация позволяет повысить достоверность распределения ФЕС для отложений различного фациального происхождения.
3. Использование фациального анализа ускорило процесс адаптации ГДМ и позволило получить уточненное распределение запасов на рассматриваемом участке.
4. Результаты интеграции данных фациального анализа в процесс моделирования показывают целесообразность его использования при построении геолого-
гидродинамических моделей терригенных отложений, особенно в условиях разработки месторождений с несколькими продуктивными пластами.
1. Мустафаев М.К., Султанов Ш.Х., Махметов А.А. и др. Повышение достоверности трехмерной геологической основы объектов разработки сложного строения // Нефтегазовое дело. 2024. Т. 22. № 5. С. 8–16.
2. Байбурина Г.Ф., Шарипов Р.Ф., Душин А.С., Минигалиева Г.И. Уточнение литолого-фациального строения терригенной толщи нижнего карбона Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 88–92.
3. Манасян А.Э., Амиров А.А., Федоренко Н.В., Вагизов А.М. и др. Применение литофациального моделирования при оптимизации разработки карбонатных отложений башкирского яруса Боровского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 3. С. 62–65.
4. Бурикова Т.В., Минигалиева Г.И., Дворкин А.В. и др. Петрофизические критерии дифференциации терригенной толщи нижнего карбона Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. 2020. № 1. С. 36–41.
5. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменоугольных отложений Башкирии и их нефтеносность. М.: Госопттехиздат, 1959. 222 с.
6. Валиуллина Р.Т. Литология и условия осадконакопления терригенных отложений нижнего карбона платформенной части Башкирии в связи с их нефтеносностью: автореф. дис. канд. геол-мин. наук. Уфа: БашНИПИнефть, 1970.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Москва: Недра, 1984. 260 с.
8. Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Гареев А.Т. и др. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 2024. № 3. С. 56–61.
2. Байбурина Г.Ф., Шарипов Р.Ф., Душин А.С., Минигалиева Г.И. Уточнение литолого-фациального строения терригенной толщи нижнего карбона Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. 2018. № 9. С. 88–92.
3. Манасян А.Э., Амиров А.А., Федоренко Н.В., Вагизов А.М. и др. Применение литофациального моделирования при оптимизации разработки карбонатных отложений башкирского яруса Боровского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2019. № 3. С. 62–65.
4. Бурикова Т.В., Минигалиева Г.И., Дворкин А.В. и др. Петрофизические критерии дифференциации терригенной толщи нижнего карбона Республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. 2020. № 1. С. 36–41.
5. Виссарионова А.Я. Стратиграфия и фации средне- и нижнекаменоугольных отложений Башкирии и их нефтеносность. М.: Госопттехиздат, 1959. 222 с.
6. Валиуллина Р.Т. Литология и условия осадконакопления терригенных отложений нижнего карбона платформенной части Башкирии в связи с их нефтеносностью: автореф. дис. канд. геол-мин. наук. Уфа: БашНИПИнефть, 1970.
7. Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел — литологических ловушек нефти и газа. Москва: Недра, 1984. 260 с.
8. Вагизов А.М., Тимерханов Р.Ф., Гареев А.Т. и др. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки // Нефтяное хозяйство. 2024. № 3. С. 56–61.
Вагизов А.М., Хабибуллин Т.Д., Лукманов Н.Ф., Тимерханов Р.Ф., Швецова Н.Н.,
Гареев А.Т., Сайгафаров И.И., Хисматов Р.Р., Кравченко П.Н.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
ООО «Башнефть-Петротест», Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть», Уфа, Россия
VagizovAM@bnipi.rosneft.ru
Гареев А.Т., Сайгафаров И.И., Хисматов Р.Р., Кравченко П.Н.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия;
ООО «Башнефть-Петротест», Уфа, Россия;
ПАО АНК «Башнефть», Уфа, Россия
VagizovAM@bnipi.rosneft.ru
Рассматриваемое месторождение изучено посредством бурения 700 скважин с отбором керна
и сейсморазведочными работами. Для проведения фациального анализа по целевым интервалам терригенных отложений использовано программное обеспечение «Прайм». Для построения геологической модели использован программный продукт IRAP RMS. Гидродинамическая модель построена с привлечением программного продукта RN-KIM.
и сейсморазведочными работами. Для проведения фациального анализа по целевым интервалам терригенных отложений использовано программное обеспечение «Прайм». Для построения геологической модели использован программный продукт IRAP RMS. Гидродинамическая модель построена с привлечением программного продукта RN-KIM.
фация, фациальный анализ, трехмерная геологическая модель, месторождение, адаптация, гидродинамическая модель, терригенная толща нижнего карбона
Вагизов А.М., Хабибуллин Т.Д., Лукманов Н.Ф., Тимерханов Р.Ф., Швецова Н.Н., Гареев А.Т., Сайгафаров И.И., Хисматов Р.Р., Кравченко П.Н. Интеграция фациального анализа в процесс адаптации гидродинамической модели терригенного коллектора // Экспозиция Нефть Газ. 2025.
№ 3. С. 32–38. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-32-38
№ 3. С. 32–38. DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-32-38
23.03.2025
УДК 550.34.013.4
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-32-38
DOI: 10.24412/2076-6785-2025-3-32-38
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88