Способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа

Изобретение относится к построению геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности разработки и эксплуатации месторождения. Способ включает определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики. При этом вначале устанавливают фации по комплексу диагностических признаков, после чего проводят верификацию набором минерально-петрографических параметров, далее методами многомерной статистики проводят анализ зависимостей между количественными (ФЕС, ГИС) и синтетическими показателями, которые представляют собой качественные характеристики извлекаемых пород, полученные в результате ЛФА, такие как текстура и гранулометрический состав, закодированные и представляющие собой числовую форму, на основе которых формируют трехмерную модель месторождения.

 

Способ предназначен для применения в нефтегазодобывающей отрасли для построения (и/или уточнения) гидродинамической модели, проведения корректного подсчета запасов, точного отображения литолого-фациальных особенностей геологического объекта в цифровой форме.

Известны работы [Кошовкин И.Н., Белозеров В.Б. Отображение неоднородностей терригенных коллекторов при построении геологических моделей нефтяных месторождений. Известия Томского политехнического университета. 2007. Т.310. №2. С.26-32; Мангазеев В.П., Белозеров В.Б., Кошовкин И.Н., Рязанов А.В. Методика отображения в цифровой геологической модели литолого-фациальных особенностей терригенного коллектора // Нефтяное хозяйство. 2006. №5. С.66-70] по отображению неоднородности терригенных коллекторов при построении геологических моделей. В них строят литолого-седиментологические модели, определяют литофации и литотипы, где осуществляют подбор типа седиментационной модели из семейства альтернативных. В данной методике фациальную модель выбирают по аналогии с уже известными объектами, недостаток заключается в недоизученности объекта, в отсутствии четких границ распределения продуктивных пластов, данная методика выступает лишь как прогноз, но не выявляет фактическую геометрию и последовательность пород объекта. Кроме того, обстановку выделяют лишь по фациальной группе (континентальная, морская, переходная), что не указывает на конкретную фацию, а как следствие, не дает возможностей для точного построения модели.

Известен способ построения геолого-гидродинамической модели [RU 2135766, МПК E21B 49/00]. Он включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин и осуществляют построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых. Недостаток данного способа заключается в отсутствии комплексности исследований, низкой достоверности. Способ не учитывает генетических факторов, поэтому построенная модель не дает качественной характеристики объекта и параметров его залегания.

Известен способ разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающий построение гидродинамической модели [RU 2313662, МПК E21B 43/16], ограничивающийся только геофизическим комплексом методов, поэтому способ обладает односторонней оценкой и не учитывает важных генетических факторов.

Технический результат предлагаемого способа состоит в детальном построении геологической и гидродинамической моделей нефти и газа, в отображении модели условий осадконакопления, позволяет отображать неоднородности природного резервуара углеводородов, отрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, а также повысить эффективность разработки и эксплуатации месторождения.

Способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, включающий определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики, при этом вначале устанавливают фации по комплексу диагностических признаков, после чего проводят верификацию набором минерально-петрографических параметров, далее методами многомерной статистики проводят анализ зависимостей между цифровыми (ФЕС, ГИС) и синтетическими показателями, которые представляют собой качественные характеристики извлекаемых пород, полученные в результате ЛФА, такие как текстура и гранулометрический состав, закодированные и представляющие собой числовую форму, на основе которых формируют трехмерную модель залежи углеводородов.

Создание модели состоит из последовательных этапов: построение литолого-фациальной модели путем изучения керна и результатов геофизических исследований скважин (ГИС). Проводят корреляцию по имеющемуся фонду скважин. Делают выводы по неоднородности пласта. Формируют предварительную модель пласта, производят уточнение по сейсмогеологической интерпретации.

Выделяют типы (классы) пород с близкой характеристикой порового пространства. Определяют гидравлическую единицу потока, которая базируется на расчете параметра индикатора гидравлической единицы Flow zone indicator (FZI). Строят петрофизическую модель путем формирования объемной сети параметров гидравлических единиц потока. Рассчитывают индивидуальные зависимости пористости и проницаемости для выделенных на основе кернового материала и электрометрических параметров фаций. Ключевым этапом является установление фаций по комплексу диагностических признаков (гранулометрический состав, сортированность, текстура, наличие растительных остатков) с верификацией набором минерально-петрографических показателей. Определяют пористость и водонасыщенность по данным ГИС. Строят совмещенную трехмерную модель фаций и параметров FZI.

Полученную исходную информацию переводят в числовую форму посредством кодирования. Выделяют значимые связи между количественными данными геофизического исследования скважин, фильтрационно-емкостных свойств и качественными показателями, полученными в результате проведения литолого-фациального анализа путем многомерной математической статистики. Дают геологическую интерпретацию наиболее значимых выявленных факторов.

Методика применима в нефтегазодобывающей отрасли для построения литолого-фациальных моделей терригенного коллектора, корректировки подсчета запасов, выбора способа разработки залежи. Получен новый результат, который позволяет отображать неоднородности резервуара, тем самым возможно отрабатывать сложнопостроенные залежи с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, а также повысить эффективность и адекватность модели разработки залежи нефти и газа. Как следствие, возрастает уровень изученности месторождения, появляется возможность сократить большой фонд бездействующих скважин и др.

Указанные преимущества позволяют сократить финансовые, временные и энергетические затраты.

Способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, включающий определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики, отличающийся тем, что вначале устанавливают фации по комплексу диагностических признаков, после чего проводят верификацию набором минерально-петрографических параметров, далее методами многомерной статистики проводят анализ зависимостей между количественными (ФЕС, ГИС) и синтетическими показателями, которые представляют собой качественные характеристики извлекаемых пород, полученные в результате ЛФА, такие как текстура и гранулометрический состав, закодированные и представляющие собой числовую форму, на основе которых формируют трехмерную модель месторождения.