|
УДК 001.57:553.98.061.4 |
|
|
|
© А.В. Черницкий, 1998 |
МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ МАССИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
А.В. Черницкий (ВНИИнефть)
Карбонатные коллекторы относят к коллекторам сложного типа, в формировании фильтрационно-емкостных свойств которых наряду с обычной пористостью важную роль играют трещины и каверны. Трещиноватость и кавернозность обычны для карбонатных пород, что обусловлено механическими и физико-химическими свойствами карбонатов (хрупкость в сочетании с жесткостью, подверженность растворению пресной водой и т.д.). Вторичная пустотность часто является доминирующей по отношению к первичной межкристаллической при формировании коллекторских характеристик карбонатной породы. Поэтому залежи углеводородов в карбонатных коллекторах сложного типа имеют ряд характерных отличий от залежей в обычных поровых коллекторах, типичных для большинства терригенных отложений. К числу таких отличий относятся:
· преобладание массивного или массивно-пластового типа залежей;
· большая толщина продуктивного пласта или массива;
· сравнительно большая высота залежи;
· относительно высокая доля эффективной толщины в общей, вскрываемой толщине пласта;
· резкая неоднородность фильтрационно-емкостных свойств коллекторов;
· плохая коррелируемость разрезов скважин.
Очевидно, что проявление этих характерных особенностей обусловлено прежде всего наличием трещин, обеспечивающих лучшую гидродинамическую связанность резервуара. Этим объясняются преимущественный тип залежей и их морфология. Характер изменчивости коллекторских свойств в трещиноватых коллекторах также отличается от такового поровых коллекторов, где доминирует макронеоднородность, создаваемая изменением вещественного состава пород, чередованием коллекторов и неколлекторов. В трещиноватых карбонатных коллекторах изменчивость свойств в большей мере обусловлена микронеоднородностью, т.е. изменением структуры пустотного пространства породы, часто при довольно однородном ее вещественном составе.
Традиционные методы геологического моделирования, основанные на корреляции и интерполяции пластовых характеристик, применительно к таким резервуарам недостаточно эффективны. Более технологично использование трехмерных псевдослоистых моделей. Основными методическими элементами такого моделирования являются: геометризация залежи, типизация коллекторов и количественное "наполнение" модели фильтрационными параметрами.
Геометризация залежи складывается из описания формы замкнутого резервуара и внутренней морфологии продуктивной толщи. Для описания нефтенасыщенного объема пласта (массива) геолого-математическая модель должна содержать в цифровом виде различные поверхности, ограничивающие залежь. Число и тип этих поверхностей определяют сложность модели. Для наиболее простого случая достаточно структурной карты кровли пласта (в цифровом виде) и горизонтальной поверхности водонефтяного контакта, задаваемой гипсометрической отметкой. Более сложные случаи требуют использования нескольких (иногда многих) различных поверхностей - не только структурных, но поверхностей литологических и тектонических экранов. При этом и структурные поверхности, и поверхности водонефтяных контактов могут иметь сложный блоковый характер.
Для моделирования внутреннего строения залежи необходимо знать характер напластования продуктивных отложений. В структурной ловушке напластование имеет, как правило, латеральный характер, т.е. параллельный структурной поверхности. В залежах, связанных с эрозионными останцами, напластование непараллельно поверхности, образующей кровлю резервуара, оно определяется некоей палеоповерхностью, разрушенной позднее эрозией или тектоническими подвижками. В рифовых массивах напластование может вообще не проявляться. При геолого-математическом моделировании задание пластов или псевдослоистости продуктивной толщи является одним из основных элементов описания закономерной изменчивости разреза. Тот или иной характер напластования требует применения соответствующего метода моделирования. Поэтому тип ловушки может использоваться как дополнительный критерий выбора типа моделей.
Вторым основным элементом рассматриваемой методики моделирования является типизация карбонатных коллекторов.
Как правило, карбонатные коллекторы - это относительно плотные, низкопроницаемые породы с развитой в разной мере вторичной пустотностью вследствие процессов выщелачивания и растрескивания. Пустотное пространство такой породы включает следующие основные компоненты:
· первичные межкристаллические поры чрезвычайно малого размера и сложной конфигурации; размеры пустот варьируют от 0,005 до 0,1 мкм;
· вторичные поры выщелачивания, характеризующиеся большими по сравнению с первичными порами размерами - от 0,1 до 2,0 мкм и сложной извилистой формой, а также избирательным распространением в породе;
· микро- и макрокаверны, представляющие собой разновидность пор выщелачивания, но отличающиеся от них большими размерами (радиус свыше 2 мкм) и более простой изометричной формой;
· открытые микротрещины, преимущественно литофикационного генезиса, характеризующиеся малыми протяженностью и раскрытостью, бессистемной ориентацией и часто являющиеся тупиковыми или оперяющими по отношению к более крупным мезо- и макротрещинам; проницаемость изменяется в диапазоне (1-10)*10-3 мкм2;
· открытые мезо- и макротрещины, преимущественно тектонического происхождения, средней и большой протяженности с раскрытостью в пластовых условиях от 20-40 до 100 мкм, имеющие системную ориентацию и определяющие фильтрацию флюидов в объеме резервуара.
Сочетание в структуре пустотного пространства породы перечисленных элементов, находящихся во взаимосвязи, создает сложную, резко неоднородную фильтрационно-емкостную систему. Для описания залежи в трещиноватых коллекторах при моделировании гидродинамических процессов в таком резервуаре можно выделить две основные составляющие части коллекторов: трещины и матрицу.
Первая включает в себя открытые мезо- и макротрещины, а также пересекаемые ими микро- и макрокаверны. При этом образуются единые трещинно-кавернозные каналы переменного сечения. Отличительные особенности этой фильтрационной составляющей - высокая анизотропия, малая зависимость от капиллярных сил и, наоборот, высокая зависимость от напряжения сжатия породы, т.е. от соотношения горного и внутрипорового давлений.
Вторая - матричная - часть коллекторов характеризует пустотное пространство породы, заключенной между трещинно-кавернозными каналами и ограниченной ими, и поэтому иногда она называется "блоковой" частью. Она включает разные элементы пустотного пространства: первичные поры, вторичные поры выщелачивания, изолированные от мезотрещин микрокаверны и множество микротрещин. Иногда в геологической литературе встречается понимание матрицы как плотной непроницаемой породы, состоящей исключительно из первичных водонасыщенных пор. Но это лишь частный случай. В более общем понимании матрица неоднородна и может включать вторичные пустоты, в том числе и микротрещины.
В отличие от трещинной составляющей матрица в фильтрационном отношении более изотропна, больше зависит от проявления капиллярных сил и менее от изменений пластового давления.
С позиции принципиальных различий в характере насыщения породы и фильтрации в ней подвижных флюидов могут быть выделены три основных типа карбонатных трещиноватых коллекторов.
Первый тип, определяемый как чисто трещинные коллекторы, представляет собой плотную монолитную породу, рассеченную системой мезо- и макротрещин. Эти трещины являются единственным элементом пустотного пространства породы, способным содержать подвижный флюид. Поэтому полезная емкость коллекторов очень мала. Она составляет, как правило, десятые доли процента. Проницаемость же может быть достаточно большой и зависит от густоты трещин. Матрица коллекторов однородная, плотная, практически не затронутая процессами выщелачивания и поэтому состоящая почти исключительно из первичных межкристаллических пор. Насыщены эти поры только реликтовой связанной водой.
Второй тип карбонатных коллекторов представляет собой породу, в которой, помимо трещин, пустоты, способные содержать подвижные флюиды, присутствуют и в матрице, но в количестве, недостаточном для создания "второй" матричной проницаемости. Матрица в этом случае является неоднородной, включающей как первичные, так и вторичные поры, каверны и микрокаверны, но с превалированием первых. При этом вторичные пустоты развиты преимущественно вокруг макро- и мезотрещин в виде ореолов и гроздьевидных образований. Соединяясь через пережимы или микротрещины с макро- и мезотрещинами, эти пустоты могут участвовать в массообмене с ними за счет капиллярной пропитки, гидродинамического дренирования и/или действия гравитационных сил. По сравнению с трещиноватыми коллекторами первого типа полезная емкость породы резко возрастает, но фильтрация на макроуровне, т.е. в объеме залежи, по-прежнему осуществляется только по трещинно-кавернозным каналам. Такой тип коллекторов в геологической литературе часто называется "коллектор с двойной пористостью".
Третий тип карбонатных коллекторов представляет собой породу, обладающую наряду с трещинами проницаемой матрицей. Вторичные пустоты - поры выщелачивания, каверны, микротрещины - преобладают в структуре пустотного пространства матрицы. Первичные межкристаллические поры хотя и присутствуют, но их доля незначительна, и участки с первичной пористостью не могут препятствовать непосредственной гидродинамической связи вторичных пустот между собой. Благодаря большей пустотности порода становится более эластичной и соответственно менее трещиноватой. Трещины в этом случае могут играть второстепенную роль в фильтрации, и в целом коллекторы ведут себя как поровые.
Третий тип коллекторов играет очень важную роль в строении залежей, приуроченных к трещиноватым породам. Если они присутствуют в разрезе продуктивной толщи, то, обладая сравнительно большой полезной емкостью, они многократно превышают первый и второй типы трещиноватых коллекторов по удельным запасам углеводородов. Кроме того, благодаря матричной проницаемости они значительно меньше подвержены изменению фильтрационно-емкостных свойств при большом снижении пластового давления в процессе разработки месторождения и, следовательно, обеспечивают более стабильную продуктивность скважин.
Рассмотренные три типа карбонатных коллекторов, имеющих принципиально качественные отличия друг от друга в характере насыщения и условиях фильтрации, в то же время тесно взаимосвязаны. Нам представляется, что чрезвычайно редко встречаются залежи, приуроченные к трещиноватым коллекторам только одного типа. Как правило, в том или ином соотношении присутствуют все три типа или, по крайней мере, два.
Кроме типизации по рассмотренным качественным признакам, возможно разделение карбонатных коллекторов и по количественным критериям, чаще всего - по величине открытой пористости, так как этот параметр наиболее надежно определяется в карбонатном разрезе.
Первые два элемента моделирования - геометризация и типизация - реализуются по следующей программе. Выбираются поверхности, определяющие геометрию резервуара: структурные карты кровли и подошвы массива ("верхняя" и "нижняя" поверхности), поверхность водонефтяного контакта, а также поверхность, определяющая направление напластования ("реальная"). Последняя может совпадать с "верхней", но если массив подвергался эрозии или тектоническим подвижкам, то "реальная" поверхность отличается от современной кровли резервуара. Она должна быть определена на основе дополнительного геологического анализа. Все указанные поверхности вводятся в банк данных. Для этого может быть использовано автоматическое построение или оцифровка уже готовых карт. Последняя, хотя несколько более трудоемка, но предпочтительней, так как позволяет отразить ряд субъективных элементов карт, не поддающихся формализации. Затем в банк данных вводится информация по скважинам, представляющим собой колонки типов коллекторов, т.е. разрезы скважин от кровли резервуара до забоя, в которых через каждые 0,5 или 1,0 м по принятым диагностическим критериям определен тип коллекторов.
В процессе моделирования продуктивная толща будет представлена в виде пачки параллельных слоев, толщина которых или соответствует исходному интервалу определения типа (0,5-1,0 м), или с помощью специальной подпрограммы модуляции увеличена до 3, 5, 10 м и т.д. Каждый слой является зональной картой распространения типов коллекторов на соответствующей глубине от реперной поверхности ("верхней" или "реальной") или на соответствующей гипсометрической отметке (при отсутствии или игнорировании напластования). В результате формируется трехмерная геологическая модель распространения типов коллекторов в объеме залежи. Тип коллекторов определен в каждой точке массива с координатами X, Y и Z (в качестве последней фигурирует номер слоя).
На втором этапе моделирования осуществляется параметрическое заполнение модели. Для этого на основе керновых и геофизических данных по каждому выделенному типу коллекторов составляются статистические распределения параметров: открытой пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности. Полученные распределения с помощью специальных подпрограмм вводятся в модель. Затем в узлах координированной сетки конкретное значение параметра моделируется как случайное, но соответствующее диапазону возможных значений и вероятностному распределению этого параметра для данного типа коллекторов. Такой подход отражает специфику карбонатных коллекторов, для которых резкая изменчивость не позволяет интерполировать конкретные значения параметров на большое расстояние.
Построенные таким образом геолого-математические модели массивных залежей в карбонатных коллекторах позволяют визуализировать внутреннее строение залежи с помощью произвольно заданных горизонтальных, латеральных и вертикальных срезов, проводить дифференцированные оценки запасов нефти и делать выборки по трехмерной сетке исходных параметров для гидродинамических расчетов.
С помощью настоящей методики были составлены геолого-математические модели более 20 крупных месторождений карбонатных коллекторов, в том числе Тенгиз, Юрубчено-Тохомское, Памятно-Сасовское, Ардалинское и др.
Сarbonate formations are considered to be as complicated ones. Their main pecularities are massive type of pool, poor well-to-well correlation, high unsteadiness of flow properties, which is characterized mainly by secondary deformations of rocks (such as erosion, leaching, cracking, recrystallization rather than by sedimentation.
Traditional approach to geological simulation is based on correlation and interpolation of reservoir properties. But being enought for terrigenous sandstone formations such approach is not enough for massive, carbonate ones.
The objective of this study is a new concept of geological simulation of massive carbonate formations based on application of 3d pseudo- layer model. The main elements of such modelling are: 1. determination of reservoirs types, 2. creation of pool's geometry, 3. filling-up the model with parameters needed for calculation.
Criteria for determination of reservoirs types are individual for each field, but in general, they can be considered to be as a variation of three main types: (*) fractured, (*) with twin porosity and (*)porous(cavity) type.
Selected types of reservoir have to be identified in every 0.5-1.0 m in oil saturated part of formation.
Reservoir configuration is carried out by automated layer-to-layer mapping of extension of selected types of reservoirs in formation. These layers have equal thickness (0.5 m, 1.0 m, 2.0 m etc) and are parallel to selected bench mark. The bench mark is considered to be either the top of the pool or any horizontal surface, or initial strata formed during sedimentation process.
Filling-up the model with flow parameters is carrying out with introduction of probability functions (or distributions) of flow parameters, for each selected type of reservoir separately. Flow parameters, such as m, k, S are determined in each unit of grid stochastically, but in accordance with designated distributions.
Such model of massive oil pool in carbonate formations allows to describe visually reservoir structure, estimate koil reserve, make extraction of parameters necessary for hydrodynamic calculations.
Using proposed procedure, geological models of many massive oil fields in the CIS, including such complicated fields as Tengiz in Kazakhstan, Yurubchen in East Siberia, Khariaga in Komi, have been developed.