Комплексный подход к созданию трехмерных геологических моделей на примере месторождений Тимано-Печорского региона

Integrated approach to creating three-dimensional geological models on the example of fields in the Timan-Рechora region

S.V. LADEYSHCHIKOV1, A.P. FADEEV1, N.V. DOROFEEV2, I.S. SABELNIKOV1, T.A. ZHEMCHUGOVA1, A.L. YUZHAKOV1 1 Branch of OOO «LUKOIL-Engineering» «PermNIPIneft» in Perm, Perm, 614015, Russian Federation2 OOO «LUKOIL-Komi», Usinsk, Republic of Komi, 169712, Russian Federation

В статье представлены результаты создания цифровых трехмерных геологических моделей на основе комплексного подхода и концептуальных представлений об условиях осадконакопления продуктивных интервалов. Объектами моделирования являются месторождения Тимано-Печорского региона. Работа направлена на повышение достоверности трехмерных геологических моделей, оценки запасов и ресурсов, а также оптимизации размещения поисково-оценочных и эксплуатационных скважин. Учет концептуальных условий осадконакопления позволяет уточнить конфигурации залежей, уточнить распределение фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу, сделать математические модели более «геологичными», выявить локализованные запасы и повысить эффективность их извлечения. Результатами бурения подтверждена более высокая достоверность геологических моделей, созданных на основе комплексного подхода и концептуальных представлений об условиях осадконакопления.

The article presents the results of creating digital three-dimensional geological models based on an integrated approach and conceptual ideas about the conditions of sedimentation of productive intervals. The objects of modeling are the deposits of the Timan-Pechora region. The work is aimed at improving the reliability of three-dimensional geological models, assessing reserves and resources, as well as optimizing the placement of exploration and appraisal and production wells. Considering the conceptual conditions of sedimentation allows you to refine the configuration of deposits, clarify the distribution of reservoir properties over the area and section, make mathematical models more “geological”, identify localized reserves and increase the efficiency of their extraction. The results of drilling confirmed the higher reliability of geological models created on the basis of an integrated approach and conceptual ideas about the conditions of sedimentation.

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.

Создание трехмерных геологических моделей с учетом концептуального представления позволяет снизить риски неподтверждения геологического строения и некорректной оценки запасов и ресурсов объектов моделирования.

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».

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.


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).

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 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 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.

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.

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.


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.

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.

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.

Литература

1. Kovalevskiy E. Geological Modelling on the Base of Geostatistics. COURSE NOTE, – Student Lecture Tour, RUSSIA & CIS 2011-2012.
2. Musrepova B. Geological modeling of petroleum carbonate reservoirs / B. Musrepova, N. Kuldybayeva // 76th European Association of Geoscientists and Engineers Conference and Exhibition 2014: Experience the Energy – Incorporating SPE EUROPEC 2014, Amsterdam, 16–19 июня 2014 года.
– Amsterdam, 2014. – P. 1594-1596. – DOI 10.3997/2214-4609.20141679. – EDN XNKFSP.
3. Закревский К.Е. Геологическое 3D моделирование.
– М.: ООО «ИПЦ Маска», – 2009. – 387 с.
4. Kutukova N.M. Integration of conceptual considerations in geological model of Riphean carbonate reservoir in Yurubcheno-Tokhomskoe field / N.M. Kutukova, E.M. Birun, R.A. Malakhov [et al.] // Society of Petroleum Engineers – SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012, Moscow, 16–18 октября 2012 года. – Moscow: Без издательства, 2012. – P. 2326-2339. – DOI 10.2118/162055-ms.
– EDN PNHEDZ.
5. Жемчугова В.А. «Резервуарная седиментология карбонатных отложений». – Москва, ООО «ЕАГЕ Геомодель»,
– 2014. – 232 с.
6. Malysheva E.O. Sequence stratigraphy as a tool for geological interpretation of seismic data - Case studies /
E.O. Malysheva, D.A. Daudina, M.L. Evdokimov [et al.] // Saint Petersburg 2012 – Geosciences: Making the Most of the Earth's Resources, Saint Petersburg, 02–05 апреля 2012 года. – Saint Petersburg, 2012. – DOI 10.3997/2214-4609.20143657. – EDN EBCCVR.
7. Хромова И.Ю. Технология построения цифровой сейсмогеологической модели на примере программного комплекса Landmark. – М.: МГУ, 2007. – 315 с.
8. Чугаева А.А. Анализ современных лабораторных практик в области исследований керна / А.А. Чугаева, М.С. Сергеев, А.В. Аларина, Д.В. Мазеин, Н.А. Попов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2021. – № 12 (360). – С. 66–73.
9. Попов Н.А. Влияние литогенетического типа горных пород на фильтрационно-емкостные свойства (на примере пермокарбоновой залежи Усинского месторождения) /
Н.А. Попов, И.С. Путилов, А.Л. Южаков [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология, нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т. 20, № 2. – С. 104–114.

References

1. Kovalevskiy E. Geological Modeling on the Base of Geostatistics. COURSE NOTE, – Student Lecture Tour, RUSSIA & CIS 2011–2012.
2. Musrepova B. Geological modeling of petroleum carbonate reservoirs / B. Musrepova, N. Kuldybayeva // 76th European Association of Geoscientists and Engineers Conference and Exhibition 2014: Experience the Energy – Incorporating SPE EUROPEC 2014, Amsterdam, 16–19 June 2014 of the year. – Amsterdam, 2014.
– P. 1594-1596. – DOI 10.3997/2214-4609.20141679. – EDN XNKFSP.
3. Zakrevsky K.E. Geological 3D modeling. – M.: LLC "IPC Mask", 2009. – 387 p.
4. Kutukova N.M. Integration of conceptual considerations in geological model of Riphean carbonate reservoir in Yurubcheno-Tokhomskoe field / N.M. Kutukova, E.M. Birun, R.A. Malakhov [et al.] // Society of Petroleum Engineers – SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2012, Moscow, October 16–18, 2012. - Moscow: Without a publisher, 2012. - P. 2326-2339. – DOI 10.2118/162055-ms. – EDN PNHEDZ.
5. Zhemchugova V.A. "Reservoir sedimentology of carbonate deposits". – Moscow, EAGE Geomodel LLC, 2014. – 232 p.
6. Malysheva E.O. Sequence stratigraphy as a tool for geological interpretation of seismic data – Case studies / E.O. Malysheva, D.A. Daudina, M.L. Evdokimov [et al.] // Saint Petersburg 2012 – Geosciences: Making the Most of the Earth's Resources, Saint Petersburg, 02–05 April 2012. – Saint Petersburg, 2012. – DOI 10.3997/2214-4609.20143657. – EDN EBCCVR.
7. Khromova I.Yu. Technology for building a digital seismogeological model on the example of the Landmark software package. M.: MGU, 2007. – 315 p.
8. Chugaeva A.A. Analysis of modern laboratory practices in the field of core research / A.A. Chugaeva, M.S. Sergeev, A.V. Alarina, D.V. Mazein, N.A. Popov // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. – 2021. – No. 12 (360). – S. 66–73.
9. Popov N.A. Influence of the lithogenetic type of rocks on the porosity properties (on the example of the Permocarbon deposit of the Usinskoye field) / N.A. Popov, I.S. Putilov, A.L. Yuzhakov [and others] // Bulletin of the Perm National Research Polytechnic University. Geology, oil and gas and mining. – 2020. – T. 20, No. 2. – S. 104–114.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Ладейщиков С.В.

    Ладейщиков С.В.

    к.т.н., начальник управления геологического моделирования

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Фадеев А.П.

    Фадеев А.П.

    ведущий инженер отдела геологического моделирования месторождений Тимано-Печорского региона

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Дорофеев Н.В.

    Дорофеев Н.В.

    к.г.-м.н., начальник управления геологии

    ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» г. Усинск, Республика Коми, 169712, РФ

    Сабельников И.С.

    Сабельников И.С.

    начальник отдела геологического моделирования месторождений Тимано-Печорского региона

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Жемчугова Т.А.

    Жемчугова Т.А.

    инженер 2-й категории отдела геологического моделирования месторождений Тимано-Печорского региона

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Южаков А.Л.

    Южаков А.Л.

    научный сотрудник отдела геологического моделирования месторождений Тимано-Печорского региона

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Пермь г. Пермь, 614015, РФ

    Просмотров статьи: 2101

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru