Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти: по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Хабаров, Алексей Владимирович

• Хабаров, Алексей Владимирович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Хабаров, Алексей Владимирович

Общая характеристика работы.

Введение.

Глава 1. Модель зоны переходного насыщения.

1.1 История-развития моделирования переходной зоны. Обзор различных капиллярных моделей насыщенности.

1.2 Практическое применение модели Брукс-Кори.

1.3 Определение положения зеркала чистой воды.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти: по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы»

Актуальность работы

Большинство« «классических» нефтяных месторождений Западной Сибири* (ЗС) представлены, малоамплитудными залежами; нефти; с: развитой зоной переходного насыщения4 и наличием свободной воды выше; принятого водо-нефтяного контакта? (ВНК)< Разработка подобных «недонасыщенных» залежей-* сопряжена с существенными сложностями-оценки потенциала скважин и; риском получения высокой обводненности: скважинной продукции с самого начала эксплуатации;

В такой, ситуации, понимание строения- и свойств зоны переходного насыщения , является непременным; условием, успешного управления разработкой «недонасыщенных» месторождений нефти: Для решения этой задачи s необходимо построение гибких интерпретационных алгоритмов, ядром которых является модель> переходной зоны (МПЗ), органично? взаимосвязанная* с моделями-всех индивидуальных характеристик коллекторов; Задача? создания прдобнош интерактивной системы петрофизического моделирования^ для нефтяных месторождений 3G весьма актуальна, и.своевременна;

Цели и задачи работы • Цель работы

Разработка методики» интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны по данным керна, ГИС и промысловой информации.

Апробация полученной методики на продуктивных пластах-коллекторах АС 10-11 месторождений Салымской группы (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское месторождения)

Задачи исследования

• Построение МПЗ

• Оценка пористости и нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов

• Прогноз проницаемости коллекторов различной литологии. Согласование фактической и прогнозной продуктивности скважин.

Научная новизна

Впервые применительно к пластам-коллекторам АС 10-11 месторождений Салымской группы получены следующие результаты :

• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения.

• Разработан комплексный алгоритм деконволюции плотностного каротажа

• Разработана методика комплексирования электрической и капиллярной моделей с целью повышения достоверности оценки нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов

• Разработана методика комплексирования радиоактивных и электрических методов ГИС (в рамках единой модели переходной зоны) для оценки проницаемости малоглинистых песчано-алевритовых коллекторов

Основные защищаемые положения

• Модель переходной зоны нефтяной залежи может быть представлена в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их проницаемости, пористости и высоты над зеркалом чистой воды (ЗЧВ)

• Применение капиллярной модели насыщенности позволяет более точно (в сравнении с данными электрометрии) определять К„ пластов-коллекторов толщиной менее 1-2м.

• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволяет выявлять интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и проводить ее последующую коррекцию.

• Комплексный- анализ и интерпретация данных стандартного каротажа1, (KG, ГГКп, НКТ, ГК),' позволяют прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин;

Практическая ценность

В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность- оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов AGI 0-11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего, управления разработкой этих месторождений.

Личный вклад автора

Материалы, положенные в основу диссертации, получены, самим автором или с его. непосредственным участием' при работе в качестве главного технического специалиста - геофизика НК «Салым Петролеум Девелопмент» в 2006-2010 г.г.

Реализация и апробация работы Реализация работы

Созданная технология легла в основу информационного петрофизического'обеспечения разработки Западно-Салымского, Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений. Некоторые элементы диссертации были использованы при подготовке и защите оперативного подсчета запасов Западно-Салымского и Ваделыпского месторождений (2009г.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень -2007»; ХШ-ой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» - 15-19 ноября

2009 года, г. Ханты-Мансийск; техническом семинаре, молодежной * секции международного общества нефтяников SPE - 17 марта 2010г., г. Москва; техническом семинаре SPE «Синергия статического и динамического моделирования» - 23-25 марта 2010г., г. Москва; международной * технической конференции SPE «Петрофизика XXI - Традиции- и Инновации» - 17-19 мая 2010; г. Тюмень.

Публикации

Результаты диссертации изложены в 6-ти научных работах

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, содержит 103 страницы, в том числе 64 рисунка и 3 таблицы. Список литературы включает 78 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Хабаров, Алексей Владимирович

3.7. Выводы по результатам анализа различных способов прогноза проницаемости

Применительно к рассматриваемому геологическому объекту, а также объему и качеству располагаемых данных, были сформулированы следующие основные выводы относительно прогноза проницаемости пород-коллекторов:

• В очередной раз подтверждена низкая эффективность методики прогноза проницаемости на основании зависимости Кпр(Кп)

• Установлено, что использование эмпирических моделей, учитывающих изменение, литологии и структуры порового пространства горных пород, позволяет существенно повысить предсказательность проницаемости коллекторов. Так, применение модели Тимура, использующей плотностной и нейтронный каротаж в качестве входных параметров; позволяет добиться значительного улучшения проницаемости в области максимальных значений Кпр.

• Вместе с тем, несмотря на достигнутое улучшение прогноза проницаемости, анализ прогнозной и фактической продуктивности скважин отразил недостаток Кпр для самых высокопродуктивных скважин.

• Дальнейшее усложнение методик прогноза за счет введения литологической дифференциации зависимости Кпр(Кп), позволило добиться понимания природы изменения ФЕС пород-коллекторов, однако, полученный положительный эффект при прогнозировании К11р можно охарактеризовать как крайне незначительный при существенно возросшем^ времени подготовки'и обработки данных.

•> Последующее применение многомерных корреляций^ таких как множественная- регрессия» и- нейронные сети также не привели к выраженному улучшению прогноза- проницаемости. Вместе^ с тем; как инструмент предсказания, они еще раз доказали свою эффективность при их адекватной настройке и обучении. Так, в ходе анализа полученных результатов, не было выявлено никаких аномальных «выбросов» и иных принципиальных расхождений с прочими методиками.

Таким» образом, обобщая-этот этап исследований, необходимо признать, что в данной ситуации, по всей видимости, ни увеличение числа входных каротажных параметров, ни видоизменение предсказательной методики не позволяют добиться дальнейшего существенного улучшения прогноза максимальных величин Кпр в сравнении с базовой методикой Тимура. Последнее, как указывалось ранее, объясняется, видимо, тем, что, с достижением определенного порогового значения, при отсутствиии или минимуме глинистости, дальнейшее увеличение проницаемости контролируется исключительно увеличением размера зерен скелета и улучшением их сортировки и упаковки. В то же время емкостные и минералогические характеристики таких высокопроницаемых разностей остаются неизменными, что влечет за собой и неизменность присущих им геофизических признаков.

Как показывает выполненный анализ, единственным стандартным геофизическим параметром, чувствительным к изменению КпрМдх является удельное электрическое сопротивление горных пород, эффективное (в чистом виде) исключительно в области предельного насыщения продуктивных коллеторов.

В такой ситуации, представленная ранее, методика комплексирования электрометрических данных с капиллярной моделью насыщения позволяет повысить достоверность прогноза Кпр как в области предельного нефтенасыщения, так и в «переходной» зоне. При этом капиллярная модель может служить, своего рода, фильтром позволяющим выделить информацию, связанную с проницаемостью коллекторов из общего сигнала УЭС.

ГЛАВА 4. ИНТЕРАКТИВНЫЙ ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫЙ АЛГОРИТМ

В результате проведенных исследований и работ сформировался комплексный интерактивный алгоритм интерпретации материалов ГИС. При этом термин интерактивный алгоритм несет специальную смысловую нагрузку.

В соответствии с электронной энциклопедией «ВикипедиЯ» www.wikipedia.org : «Интерактивность - это принцип организации системы, при котором цель достигается информационным обменом элементов этой системы».

Таким образом, интерактивность разработанного алгоритма заключается в информационном обмене между электрической и капиллярной моделями насыщенности коллекторов переходной зоны (рис.64).

Радиоактивные

Рис.64 Комплексный алгоритм интерактивной интерпретации

При этом, такой информационный обмен, применительно к рассматриваемым месторождениям, позволил достоверно решить сразу несколько интерпретационных задач:

• провести уточненную оценку нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов путем замещения элекрической модели на капиллярную;

• осуществить дополнительную настройку прогноза Кпр путем согласования электрической и капиллярной моделей насыщенности;

• выполнить окончательную верификацию результатов интерпретации ГИС по промысловым данным в рамках сохранения общей непротиворечивости электрической и капиллярной модели насыщенности.

• увязать в виде единой взаимосвязанной системы все оценки индивидуальных петрофизических характеристик, таких как: Кп, Кпр, Кв и т.д.

В результате такого интерактивного комплексирования была достигнута сбалансированность (и непротиворечивость) общей интерпретационной модели, что является важным дополнительным критерием достоверности комплексной оценки фильтрационно-емкостных свойств недонасыщенных коллекторов переходной зоны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключении сделан вывод о том, что исследования, выполненные автором, позволили впервые для терригенных коллекторов Салымской группы месторождений решить поставленные перед ним задачи и получить следующие результаты:

• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их фильтрационно-емкостных свойств и высоты над зеркалом чистой воды. Проведена независимая от данных электрометрии оценка нефтенасыщенности горных пород по данным МПЗ.

• Проведена уточненная оценка нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов. Решение задачи достигнуто замещением электрической модели на капиллярную модель насыщенности в интервалах гетерогенных и тонкослоистых коллекторов.

• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволил выявить интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и провести ее последующую коррекцию.

• Разработанная методика интерпретации стандартного комплекса ГИС (КС, ГГКп, НКТ, ГК) позволяет прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин.

В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов АС 1011 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего управления разработкой этих месторождений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Хабаров, Алексей Владимирович, 2010 год

1. Азаматов В.И: Переходная зона и водонефтяной контакт горизонта Д1 Ромашкинского и Ново-Елховского месторождению // В сб. Вопросы' геологии; разработки нефтяного месторождения;, гидродинамики- и физики;пласта: Труды ТатНИИ; вып;6; Л;, Недра, 196Ф

2. Амикс Дж., Басс Д; Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта // М., Гостоптехиздат, 1962, 571с.

3. Белов Ю.Я. Усовершенствование капилляриметрического метода исследования пород-коллекторов для определения: ряда параметров подсчета запасов нефти и газа // Диссертация к.г.-м.н., М., ВНИГНИ, 1980, 181с.

4. Васильев В.М. К вопросу определения водонефтяных контактов и контуров нефтеносности в трещиноватых коллекторах // В сб. Геология и нефтегазоносность Восточного и Центрального Предкавказья. Труды ГрозНИИ, вып. 18

5. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 143-166с.

6. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В., Сахибгареев P.P., Быдзан А.Ю., Боркент

7. Э.-Я. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с цельюпрогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 212-226с.

8. Дахнов В.Н. Электрические и;магнитные методы исследования скважин // Москва «Недра» 1967 ,

9. П. Демушкин Ю.И., Акбашев B.C., Князева А.И. Учет геологических закономерностей распределения пластовых вод при оценке результатов косвенных методов измерения остаточной воды // НТС Нефть и газ Тюмени, вып.9, 1971

10. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин // Москва, Недра, 198813: Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин // Москва, Недра, 1984

11. Кокшаров В.З. Волна Лэмба и ее связь с проницаемостью // Исследования по многоволновому акустическому каротажу и сейсмомоделированию. Новосибирск: Изд. ИГиГ СО АН СССР. 1990. 3-12с.

12. Кошляк В.А., Якупов И.А. О формировании водонефтяного раздела в нефтяной залежи//Нефтегазовая геология и геофизика, вып.5, 1963

13. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Скорость и затухание волн Лэмба-Стоунли в скважине, окруженной насыщенной пористой средой // Изв. АН СССР. Сер. "Физика Земли". М.: Наука. 1987. № 9. 33-38 с.

14. Леоньтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А .Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами//Москва, Недра, 1974

15. Лиходедов В.TL, Орлинский Б.М., Гильманшин А'.Ф. Влияние особенностейjзалежей-нефти на форму поверхности ВНК немощность переходной зоны // Геология ¡нефти и газа, вып;5, 1970

16. Мелик-Пашаев' B.C. О» так называемой переходной зоне при определении водонефтяного« контакта // Геология нефти и газа; вьщ.2, 1959

17. Перников М.Ш. О переходной зоне и определении положения ВНК // Геология нефти и газа, вып.2, 1971

18. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. Опыт применения капилляриметрических измерений для оценки размеров и характера распределения флюидов переходных зон. // В сб. Методика разведки и подсчета запасов месторождений нефти и газа. Труды ВНИГНИ; вып.201, М., 1977

19. Петерсилье В.И., Порскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003

20. Сохранов H.H. О переходной зоне и определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям // Геология нефти и газа. I960

21. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геологические показатели нефтегазоностности мезозойских отложений Западно-Сибирской,плиты // Тр. ЗапСиб НИГНИ 1978, вып.96, 208с.

22. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов//НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189. 83-128 с.

23. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным // НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189, 67-211с.

24. Хабаров* А. В., Волокитин Я. Е., Боркент Э1-Я. Методика^ оценки пористости тонкослоистых пластов-коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189, 129-НЗс.

25. Хабаров А.В., ВолокитинЯ.Е., Боркент Е. Методика» оценки ФЕС тонкослоистых коллекторов ас 10-11 салымской группы месторождений // Сборник тезисов докладов, Международная конференция геофизиков и геологов, г.Тюмень, Россия, 4-7 декабря 2007 г.

26. Хабаров В.В. Поиск алгоритмов учета влияния глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов // Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ. М., Геоинформмарк, 1992, 110 с.

27. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа // М., Гостоптехиздат, 1963, 207с.

28. Adams S.J., and Van den Oord RJ. Capillary Pressure and Saturation-Height Functions // Report EP 93-0001, SIPM BV, January 1993.

29. Altunbay M., Georgi D., and Takezaki H.M. Permeability Prediction for Carbonates: Still a Challenge? // paper SPE 37753 presented at the 1997 SPE Middle East Oil Show and Conference, Manama, Bahrain, 17-20 March.

30. Baker Atlas. Introduction to Wireline Log Analysis, 1995

31. Bakker G.G., Lippincott R.G. Overvier of Petrophysics // Shell Learning, 3rd edition, July 2004

32. Bassiouni Z., Theory, measurement, and interpretation of well logs // SPE textbook series vol.4, 1994

33. Berkhin P. Survey of Clustering Data Mining Techniques // Accrue Software, 2002.

34. Berg R.R. Method for Determining Permeability From Reservoir Rock Properties // Trans., Gulf Coast Assn. of Geol. Soc. (1973) 57, No.2, 349.

35. Brooks R.H. and Corey A.T. Properties of porous media« affecting fluid" flow // J. of the Irrigation and Drainage Division, Proc. ofASCE, 92, No.IR2, (1966) 61-68

36. Brooks R.H. and Corey A.T. Hydraulic Properties of Porous Media- // Colorado State University Hydrology Paper No. 3, 1964.

37. Callan R. The Essence of Neural Networks, 1999 Prentice Hall, Europe, 232pp

38. Carman P. Fluid Flow Through Granular Beds // Trans. Inst.Chem. Eng., 1937

39. Coates G. and Denoo S. // The Producibility Answer Product // The Technical Review, Schlumberger, Houston (June 1981) 29, No. 2, 55.

40. Czubek, J.A. Quantitative interpretation of gamma-ray logs in the presence of random noise // paper KKK presented at the 1986 SPWLA Annual logging symposium, Aberdeen

41. Darcy H. Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon // Dalmont, Paris, 1856

42. DelshadiMv SEE, TheiU., Idaho.Natll

43. Di Carlo D.A., Sahni A., Blunt; M.J:, Stanford U. Three-phase relative permeability of water-wet, oil-wet & mixed-wet sandpacks // SPE Journal 5 (1), March 2000

44. Flaum C., Galford J.E., Hastings A. Enhanced vertical resolution processing of dual detector gamma-gamma density logs // SPWLA Twenty-Eight Annual Logging Symposium, June29-July2, 1987

45. Galford J.E., Flaum C., Gilchrist W.A., and Duckett S.W. Enchanced resolution processing- of compensated neutron logs // paper SPE 15.441 presentad at the 1986 SPE Annual« technical conference and? exhibition; New Orleans

46. Gunter G. W., Finneran J. M., Hartman D. J., and Miller J. D. // Early determination of reservoir flow units using an integrated petrophysical method, SPE paper 38679: Society ofPetroleum;Engineers, 1997

47. Gurney K. An Introduction to Neural Networks, 1997 UCL Press, 234pp

48. Hartmann D.J. and Farina J. Integrated reservoir analysis: prediction reservoir performance through collaboration // Houston: Occidational oil & gas corporation: course workbook, 2004

49. Jain, Murty and Flynn. Data Clustering // ACM Comp. Surv., 1999.

50. Khabarov A., Volokitin Y. Characterisation of Reservoir Rock Types for West Salym field through neural net application // Shell Journal of Upstream Technology Special Issue: Petrophysics EP 2010-7021. 2010. P.10-16

51. Krumbein W.C! and Monk G.D // Permeability as a Function: of the Size Parameters of Unconsolidated Sand," Thm?., AIME , 1943

52. Leverett M.C. Capillary behaviour in porous solids // Transactions of the AIME (142): 159-172. 1941

53. Looyestijn W.J. Deconvolution of. petrophysical logs: applications and limitations // SPWLA 23rd Annual Logging Symposium, July 6-9

54. Paillet F.L. Qualitative and quantitative interpretation of fracture permeability using acoustic full-waveform logs // The Log Analyst, v. 32, № 3. 1991. pp. 256-270.

55. Schlumberger. Log Interpretation Principles/Applications, 1989

56. Silva F. P. T., Ghano A. A., A1 Mansoori A., and Bahar A. Rock type constrained 3d reservoir characterization and modeling // SPE paper 78504: Soci ety of Petro leum Engi neers, 2002

57. Skalinski M., Gottlib-Zeh S., and Moss B. Defining and Predicting Rock Types in Carbonates — Preliminary Results from an Integrated Approach using Core and Log Data from the Tengiz Field // PETROPHYSICS, VOL. 47, NO. 1, Feb. 2006

58. Swanson B.F. A Simple Correlation Between Permeabilities and Mercury Capillary Pressure // JPT (December 1981) 2498.

59. Techsia. Artificial neural networks: basic concepts and applications in Techlog© // training materials, March 2006

60. Thomeer J.H.M. Introduction of a pore geometrical factor defined by the capillary pressure curve // JPT March 1960, pp 73-77.

61. Tiab D. and Donaldson E. Theory and Practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties, 1999

62. Timur A. An Investigation of Permeability and Porosity, and Residual Water Saturation Relationship for Sandstone Reservoirs // TheLog Analyst (July-August 1968) 9, No. 4, 8.

63. Tixier M.P. Evaluation of Permeability From Electric-Log Resistivity Gradients // Oil and Gas J. (June 1949) 48, No. 6, 113.

64. Van Baaren J.P. Quick-Look Permeability Estimates Using Sidewall Samples and Porosity Logs // paper presented at the 1979 Annual European Logging Symposium, London.

65. Wyatt D.F., Gadeken L.L., Merchant G.A., Lacobson L.A. Resolution enhancement of nuclear measurements through deconvolution // SPWLA 31st Annual Logging Symposium, June24-27, 1990