Цифровое трехмерное геологическое моделирование является актуальным и повсеместно используемым направлением в нефтегазовой промышленности [1, 2]. Трехмерная геологическая модель позволяет обобщить в себе весь набор имеющейся геолого-геофизической информации об объекте исследования. Однако, создание геологических моделей всегда происходит в условиях ограниченного набора исходных данных, полученных в основном косвенными методами исследования. Для получения достоверного результата трехмерного геологического моделирования важно не только учитывать всю имеющуюся геолого-геофизическую информацию, но и заложить правильное концептуальное представление о моделируемом объекте [3, 4].
Создание трехмерных геологических моделей с учетом концептуального представления позволяет снизить риски неподтверждения геологического строения и некорректной оценки запасов и ресурсов объектов моделирования. Реализуемый в Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» комплексный подход включает в себя проведение следующих исследований и видов работ:
• региональные геологические исследования, палеогеографические реконструкции, общие региональные особенности осадконакопления;
• литолого-фациальные, петрографические и петрофизичекие исследования керна;
• детальная корреляция и стратификация разрезов скважин, с использованием инструментов сиквенс-стратиграфичесгого анализа;
• создание петрофизических моделей для каждой фациальной зоны;
• комплексная интерпретация данных ГИС;
• специальная обработка и интерпретация данных сейсморазведки 3D, включающие построение структурно-тектонической модели, сиквенс-стратиграфический анализ, сейсмофациальный анализ и прогнозы эффективных толщин и фильтрационно-емкостных свойств.
Набор перечисленных исследований позволяет сформировать концептуальное геологическое представление об изучаемом объекте и реализовать его при создании трехмерной геологической модели.
Далее представлена практическая реализация создания комплексных трехмерных геологических моделей на примере приоритетных объектов компании ПАО «ЛУКОЙЛ» в Тимано-Печорском регионе: Восточно-Ламбейшорское месторождение, пермокарбоновая залежь Усинского месторождения и месторождения и перспективные структуры Южно-Хорейверского участка. Продемонстрировано два способа учета концептуального геологического строения при создании трехмерных геологических моделей: первый способ реализуется на этапе создания структурно-тектонической модели, второй – на этапе работы с трехмерными сетками.
Первый способ опробован на примере Восточно-Ламбейшорского месторождения, а также месторождениях и перспективных структурах Южно-Хорейверского участка.
Восточно-Ламбейшорское месторождение, согласно схеме нефтегазогеологического районирования, относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области. Месторождение открыто в 2011 г. На месторождении пробурено 52 скважины. Промышленная нефтеносность на месторождении приурочена к карбонатным отложениям задонского и елецкого горизонтов нижнефаменского подъяруса верхнего девона.
Результаты литолого-фациального анализа керна на месторождении позволили восстановить концептуальные условия осадконакопления для продуктивных интервалов. Отложения формировались в условиях устойчивой шельфовой платформы с периодическим опусканием и подъемом уровня моря. Во время подъема уровня происходило формирование рифовой постройки, а во время опускания формировались трансгрессивные отложения. В пределах елецкого интервала выделено три этапа рифообразования и формирования толщи заполнения.
По данным ГИС целевой интервал разделен на сиквенсы и системные тракты, проведена детальная скважинная корреляции целевого интервала с учетом фациальных особенностей разреза [5, 6].
На основе современных данных сейсморазведки 3D с использованием инструментов сиквенс-стратиграфического анализа получены площадные прогнозы распределения фациальных зон (рис. 1а). В качестве современного аналога можно привести пример – большой барьерный риф, простирающийся на 2500 км вдоль северо-восточного побережья Австралии (рис. 1б).
Учет неоднородности фациального строения при создании трехмерной геологической модели реализован на этапе создания структурно-тектонической модели. Каждая фациальная зона моделировалась как отдельный элемент структурно-тектонического каркаса. Для создания структурно-тектонического каркаса использованы результаты детальной скважинной корреляции с делением отложений на сиквенсы и системные тракты, а также структурные поверхности по 9 отражающим горизонтам, границы отсутствия продуктивных отложений и разрывные нарушения, полученные на основе данных сейсморазведки 3D. Использован инструмент интегрированного структурного моделирования «Structural Modelling» программного комплекса RMS. Данный модуль позволил достичь результата с точным соответствием исходным данным и концептуальному представлению. За счет использования 9 сейсмических поверхностей реализовано положение фациальных зон, как по вертикали, так и по латерали.
Созданный с учетом концептуального представления детальный структурно-тектонический каркас Восточно-Ламбейшорского месторождения представлен на рис. 2.
Детальная структурно-тектоническая модель Восточно-Ламбейшорского месторождения, характеризующая фациальную неоднородность целевых отложений, легла в основу дифференцированного распределения коллекторов на трехмерной сетке с последующим распределением фильтрационно-емкостных свойств для каждой фациальной зоны. На новой комплексной трехмерной геологической модели выполнен подсчет начальных геологических запасов (НГЗ). В результате значительно уточнилось НГЗ в зарифовой области, что позволило оптимизировать размещение эксплуатационных скважин. Результаты моделирования и оценки запасов успешно защищены в ФБУ «ГКЗ».
В пределах елецкого интервала выделено три этапа рифообразования и формирования толщи заполнения.
Следующий пример моделирования фациальных обстановок на этапе создания структурно-тектонического каркаса реализован для месторождений и перспективных структур Южно-Хорейверского участка. Согласно схеме нефтегазогеологического районирования участок приурочен к Колвависовскому нефтегазоносному району Хорейверской нефтегазоносной области. В пределах изучаемой территории открыто 4 месторождения: Восточно-Мастеръельское и 3 месторождения Мичаелькой группы. Одним из промышленно- нефтеносных интервалов являются отложения задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона. На исследуемом участке задонские отложения вскрыли 37 скважин, керн изучен по 7 скважинам.
По результатам литолого-петрографических исследований выполнена литотипизация пород, с последующим объединением литотипов в 6 фациальных комплексах.
Для получения детальных сейсмофациальных схем в 2020 г. была выполнена переобработка и новая интерпретация данных сейсморазведки 3D, объединивших в себе 4 разновременные съемки. Литолого-фациальный анализ керна, сиквенс-стратиграфичекий анализ скважинных и новых сейсмических данных позволили получить новую детальную 2D концептуальную сейсмогеологическую модель (рис. 3а).
Согласно новому концептуальному представлению, участок представляет собой архипелаг, имеющий вид сплошного или разорванного кольца, окружающего внутриатолловую лагуну. По периферии расположены острова, разобщенные межрифовыми проливами. Каждый остров представляет собственную рифовую постройку с лагуной в центральной части. Каждая отдельная рифовая постройка является гидродинамически изолированным резервуаром.
Современным аналогом развития рифовых построек атоллового типа выступает Мальдивский архипелаг (рис. 3б).
В качестве основы для создания 3D структурно-тектонического каркаса и учета концептуального представления об условиях осадконакопления использованы: детальная скважинная корреляция задонских отложений с делением интервала на две секвенции IV порядка, поверхности по 4 отражающим горизонтам, результаты сиквенс-стратиграфического и сейсмофациального анализа, плоскости разрывных нарушений. Для двух секвенций задонских отложений с использованием поверхностей отражающих горизонтов были встроены границы органогенно-карбонатных массивов, которые разделяют фациальные зоны: рифовых построек, глубоководной впадины, внутриатолловой лагуны. За пределами рифовых построек была выбрана нарезка сетки от кровли, обусловленная строением рифового атолла, где внутриатолловая лагуна окружена периферийными островами (органогенно-карбонатными массивами). Внутри рифовых построек выбрана нарезка сетки от подошвы, что обусловлено также особенностями формирования рифовых отложений.
Созданный с учетом концептуального представления структурно-тектонический каркас Южно-Хорейверского участка представлен на рис. 4.
В результате работы получен уникальный вариант трехмерной геологической модели, объединяющей месторождения и перспективные структуры, общей площадью 1083 км2. Детальность новой концептуальной трехмерной геологической модели позволяет прогнозировать геологическое строение для разбуривания перспективных структур и оптимизации размещения эксплуатационных скважин на открытых месторождениях.
Второй способ учета концептуального геологического строения при создании трехмерных геологических моделей продемонстрирован на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Данный способ реализуется на этапе работы с трехмерными сетками.
Усинское месторождение, согласно схеме нефтегазогеологического районирования, относится к Харьяга-Усинскому нефтегазоносному району Колвинской нефтегазоносной области. Месторождение открыто в 1963г., пробурено 1867 скважин. Основная промышленная нефтеносность приурочена к нижнепермско-каменноугольным карбонатным отложениям, которые по литологическому фактору разделены на 4 продуктивных объекта [7].
В основу создания концептуальной модели пермокарбоновой залежи Усинского месторождения легли результаты литолого-фациальных и петрографических исследований, а также данные сейсморазведки 3D. В процессе выполнения работ разработан цифровой формат для описания шлифов керна с применением технологии глубокого обучения нейронной сети. Подготовлена обучающая выборка из 35 скважин с результатами современных керновых исследований. Далее результаты машинного обучения были применены более, чем к тысяче скважинам месторождения, пройденных без отбора керна. Данный подход позволил спрогнозировать на основе обучающей выборки информацию по ключевым параметрам – пористость породы, трещиноватость, литологический состав и детализировать концепцию геологического строения залежи. В дальнейшем, спрогнозированные в разрезах скважин литотипы были объединены в 4 фациальные группы, характеризующие условия осадконакопления [8, 9].
Осадконакопление происходило в обстановках мелководного шельфа с преобладающей карбонатной, реже глинисто-карбонатной и сульфатно-карбонатной седиментацией. Концептуальная фациальная модель и 2D прогноз фациальной зональности на основе данных сейсморазведки 3D представлены на рис. 5.
Установлено, что преимущественное распространение в каменноугольно-раннепермское время имела мелководно-шельфовая равнина с фациями органогенных построек, а основными факторами, определяющими процессы седиментации, кроме существовавшего на то время палеорельефа морского дна, являлись базис действия нормальных и штормовых волн.
При создании трехмерной фациальной геологической модели использованы значения фаций в разрезах скважин, спрогнозированные с использованием нейронной сети, и сейсмические прогнозы фациальных зон. По каждому пласту внутри трехмерной сетки был получен дискретный параметр распределения фациальных зон. Каждой фациальной зоне присвоен уникальный индекс от 0 до 3, где 0 – за пределами рамки сейсмических исследований, 1 – органогенные постройки, 2 – фации карбонатных отмелей, 3 – фации мелководно-шельфовых равнин. Для распределения фаций по разрезу и латерали использован алгоритм Indicators Belts программного комплекса RMS для более равномерного, реалистичного изменения границ выделенных фациальных зон.
Созданная с учетом концептуального представления трехмерная фациальная модель пермокарбоновой залежи Усинского месторождения представлена на рис. 6 (а). Реализовано изменение фациальных зон как по вертикале, так и по латерали. Трехмерная фациальная модель использована для дифференцированного распределения коллекторов с использованием вариограммного анализа для каждой фациальной зоны. Далее для каждой фациальной зоны были дифференцировано распределены фильтрационно-емкостные свойства. Финальная трехмерная геологическая модель с учетом концептуальных представлений об условиях осадконакопления представлена на рис. 6б. Результаты моделирования легли в основу промышленного подсчета запасов и создания трехмерной гидродинамичекой модели.
Оценка величины изменений геологического строения моделируемых объектов с учетом концептуального представления условия осадконакопления приведена на примере Восточно-Ламбейшорского месторождения. Выполнено сопоставление распределения эффективных нефтенасыщенных толщин, а также изменение НГЗ, оцененных на трехмерных геологических моделях, построенных без учета концептуального геологического представления (стандартный подход) и с учетом (комплексный подход). Результаты сопоставления представлены на рис. 7.
Изменения в геологическом строении коснулись конфигурации залежи и распределения эффективных нефтенасыщенных толщин. При стандартном подходе толщины «расплываются» по всей площади к контуру залежи, а при комплексном подходе наибольшие толщины сосредоточены в фациальной зоне рифовых построек. Это привело к увеличению начальных геологических запасов Восточно-Лабейшорского месторождения на 21%. Дальнейшее разбуривание вновь выявленных запасов подтвердило их наличие.
Схожая ситуация с уточнением конфигураций залежей и запасов наблюдается и по результатам создания трехмерных геологических моделей месторождений и перспективных структур Южно-Хорейверского участка и пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.
Далее продемонстрирована подтверждаемость бурением геологических моделей, построенных стандатрным подходом и с учетом априорной геологической концепции (табл). Сопоставление выполнено сравнением прогнозных и вскрытых эффективных нефтенасыщенных толщин.
Результаты бурения новых скважин показывают, что достоверность цифровых геологических моделей, созданных с учетом концептуальных условий осадконакопления примерно в 2 раза выше, чем у моделей, построенных стандартным способом.
По результатам сопоставительного анализа можно сделать вывод о том, что используемый комплексный подход при создании трехмерных геологических моделей является одной из ключевых составляющих, которая влияет на конечный результат моделирования и подтверждаемость геологического строения.
В качестве заключения можно отметить, что учет концептуальных условий осадконакопления при создании трехмерных геологических моделей позволяет уточнить конфигурации залежей, отразить истинное геологическое строение объектов моделирования, выявить локализованные запасы и повысить эффективность их извлечения. По результатам сопоставительного анализа можно сделать вывод о том, что используемый комплексный подход при создании трехмерных геологических моделей является одной из ключевых составляющих, которая влияет на конечный результат моделирования и подтверждаемость геологического строения.
