УТОЧНЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ПЛАСТА ЮС₂ МЕСТОРОЖДЕНИЯ N ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ОСНОВЕ ИНТЕГРАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

GEOLOGICAL MODEL REFINEMENT OF THE YuS₂ RESERVOIR AT FIELD N, WESTERN SIBERIA, THROUGH INTEGRATION OF RESERVOIR SIMULATION

Ishberdina Agidel Rinatovna

master's student, Department of Palaeontology and Stratigraphy, Institute of Geology and Petroleum Technologies, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Kazan

Platov Boris Viktorovich

scientific supervisor, senior lecturer, Institute of Geology and Petroleum Technologies, Kazan (Volga Region) Federal University,

Russia, Kazan

АННОТАЦИЯ

В статье рассматривается итеративный подход к уточнению геологической модели пласта ЮС₂ месторождения Западной Сибири. Ограниченность исходной информационной базы потребовала последовательного уточнения модели по данным разбуривания с последующей верификацией с использованием гидродинамического моделирования. Адаптация гидродинамической модели к фактическим показателям работы 18 скважин выявила систематическое завышение расчётной проницаемости, предположительно связанное с применением петрофизических зависимостей, полученных по месторождениям-аналогам, в условиях отсутствия керновых данных по залежи. По результатам анализа скорректированы петрофизические зависимости в геологической модели, а также выявлены признаки вертикальной неоднородности разреза пласта ЮС₂.

ABSTRACT

This paper presents an iterative approach to geological model refinement of the YuS₂ reservoir at a Western Siberian field. Limited initial data required sequential model updates based on drilling results, followed by verification using reservoir simulation. History matching against production data from 18 wells revealed a systematic overestimation of permeability, presumably associated with the use of analogue-based petrophysical relationships in the absence of site-specific core data. Based on the analysis, petrophysical relationships in the geological model were revised, and indications of vertical heterogeneity within the YuS₂ reservoir interval were identified.

Ключевые слова: геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, тюменская свита, фациальная изменчивость, верификация геологической модели, неопределённость модели, Западная Сибирь.

Keywords: geological modelling, reservoir simulation, Tyumen formation, facies heterogeneity, geological model verification, model uncertainty, Western Siberia.

Юрские отложения тюменской свиты являются одними из наиболее сложных объектов разработки в Западной Сибири ввиду их низкой проницаемости, высокой расчленённости и фациальной изменчивости [1]. Залежь пласта ЮС₂ месторождения N выделена впервые в 2023 году по результатам первого испытания скважины, из которой получен промышленный приток нефти дебитом 73,3 т/сут. На начальном этапе изученность объекта была крайне ограниченной, что потребовало применения итеративного подхода: от первоначальной геологической модели, построенной преимущественно на основе сейсмического прогноза, к последовательному уточнению по данным разбуривания и верификации через гидродинамическое моделирование (ГДМ). Целью настоящей работы является оценка применимости данного подхода и анализ геологических результатов, полученных в ходе верификации.

Пласт ЮС₂ приурочен к отложениям тюменской свиты (нижняя–средняя юра) и залегает на глубинах порядка 3040–3060 м. Коллектор порового типа сложен песчано-алевролитовыми породами, сформированными в морских и прибрежно-морских фациальных обстановках. Промышленный интерес представляют фации барьерных островов, баров и приливных каналов [1, 2]. Наилучшими фильтрационно-ёмкостными свойствами характеризуется верхняя пачка ЮС₂¹, сформированная в прибрежно-морских условиях. Нижележащие пачки ЮС₂² и ЮС₂³ отвечают переходным и континентальным обстановкам осадконакопления соответственно и отличаются ухудшенными коллекторскими характеристиками. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, размеры – 6,6×6,0 км, высота – 7,2 м, ВНК – абс. отм. −3 061 м. Среднее значение коэффициента пористости составляет 0,2 д.ед., коэффициента нефтенасыщенности – 0,5 д.ед., средняя эффективная нефтенасыщенная толщина – 5,0 м.

Геологическая модель построена в программном комплексе Petrel на трёхмерной сетке 179×179 ячеек с шагом 50×50 м и 517 слоями (всего ~16,5 млн ячеек) [3]. Исходная информационная база была ограничена данными одной скважины, поэтому ключевую роль в анализе и формировании трендов сыграл сейсмический прогноз. Продуктивный пласт характеризуется аномалией пониженной амплитуды. По результатам комплексного динамического анализа выделены аккумулятивные тела, бары и русловые системы. По кубу акустического импеданса получены карты тренда по песчанистости, пористости и эффективным толщинам, на которых отчётливо прослеживается граница фациального замещения коллектора. Полученные карты использованы в качестве трендов при построении начальной литологической и петрофизической моделей, контуры аккумулятивных тел определили границы моделируемой залежи.

В ходе последующего разбуривания залежи пилотными стволами и горизонтальными скважинами (суммарный фонд превысил 20 единиц) геологическая модель последовательно актуализировалась. Структурная модель обновлялась по данным новых стволов: уточнялись отбивки пласта, актуализировалась карта кровли, траектории скважин встраивались согласно отчётам о проводке. Литологическая и петрофизическая модели корректировались по данным РИГИС новых скважин, при этом горизонтальные стволы в обновлении петрофизических кубов не применялись ввиду методических ограничений количественной интерпретации [2].

Гидродинамическая модель создана в программном комплексе tNavigator с применением изотермической модели трёхфазной фильтрации («чёрной нефти») [4]. В ходе адаптации к историческим данным разработки по 18 скважинам, включая дебиты жидкости и нефти, динамику обводнённости, пластовое и забойное давления, достигнуто удовлетворительное совпадение расчётных и фактических показателей.

В процессе интегральной адаптации ГДМ подтверждается общий пространственный тренд фильтрационно-ёмкостных свойств, установленный в геологической модели. Вместе с тем абсолютные значения расчётной проницаемости оказались систематически завышены — по оценке, в 1,5–2 раза. Одним из ключевых факторов, предположительно, является фациальная изменчивость целевого объекта, обусловленная чередованием трансгрессивных и регрессивных циклов осадконакопления, приводящая к внутренней неоднородности пласта ЮС₂. При ограниченном количестве вертикальных стволов сейсмический прогноз пористости не позволял разрешить тонкую вертикальную неоднородность и внутрипластовую расчлененность коллектора.

Коррекция выполнена в два этапа. В геологической модели изменена основная зависимость k(φ), что потребовало согласования петрофизической модели с картами тренда пористости путем поскважинной актуализации. В ГДМ дополнительно применены локальные мультипликаторы проницаемости и водонасыщенности, а зависимости относительных фазовых проницаемостей скорректированы по данным месторождений-аналогов.

Поскважинная настройка выявила признаки локальной вертикальной неоднородности пласта ЮС₂. В ряде скважин зафиксирована резкая просадка пластового давления при одновременном снижении дебита жидкости, что указывает на меньший эффективный объём гидродинамически связанного коллектора по сравнению с расчётным. Данное наблюдение согласуется с гипотезой о переменном присутствии нижней расчленённой части пласта с ухудшенными ФЕС: в участках ее предположительно слабого развития или слабой гидродинамической связности фактический объем коллектора, вовлеченный в дренирование, оказывается меньше проектного. Наилучшее совпадение расчетных и исторических показателей достигалось при уменьшении эффективного объема, вовлеченного в дренирование, посредством уточнения геометрии трещин ГРП.

Различие фациальных обстановок формирования верхней и нижней частей ЮС₂ предполагает неоднородность структуры порового пространства и, как следствие, применение единой петрофизической зависимости по данным аналогов является источником как систематического смещения, так и остаточных поскважинных расхождений.

Также источником неопределённости явилась PVT-характеристика флюида. PVT-свойства флюида, характеризующиеся высоким газосодержанием и низкой вязкостью и определённые по единственной глубинной пробе, вносят дополнительную неопределенность при воспроизведении фактической динамики работы скважин. Совокупно это отражает высокую неопределённость малоизученного объекта при отсутствии керновых данных по залежи.

В соответствии с критериями качества адаптации геолого-гидродинамических моделей [5] достигнуто удовлетворительное совпадение расчётных и фактических показателей: по накопленной добыче нефти — менее 10 %, по забойному давлению — менее 10–15 %, по дебиту жидкости — менее 10 %, по дебиту нефти на последнюю дату — менее 20 %.

Представленный итеративный подход продемонстрировал свою применимость в условиях малоизученного юрского объекта. Последовательное уточнение геологической модели по данным разбуривания с верификацией через гидродинамическое моделирование позволило снижать неопределенность на каждом этапе. Гидродинамическая модель выступила инструментом верификации геологических предположений: адаптация к наблюдаемым показателям работы эксплуатационного фонда выявила несоответствия расчётных фильтрационных свойств фактическим и позволила установить их геологическую природу. В частности, результаты указывают на фациально обусловленную неоднородность целевого объекта ЮС₂ и обосновывают необходимость дифференциации петрофизических зависимостей по классам коллектора. Дальнейшие исследования направлены на реализацию данной дифференциации и прогнозные расчёты геолого-технических мероприятий для вовлечения неохваченных подвижных запасов.

Список литературы:

1. Опыт моделирования отложений тюменской свиты на примере Новомостовского, Западно-Новомостовского месторождений Западной Сибири / А. С. Киришев, М. В. Головкина, Е. Ю. Панферова [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 7. – С. 34–38. – DOI: 10.24412/2076-6785-2022-7-34-38.
2. Шабрин Н. В., Никифоров В. В., Шарафутдинов А. Р., Котенёв Ю. А. Геологическое моделирование месторождения нефти со сложным геологическим строением // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 5. – С. 28–32.
3. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. – М. : Министерство энергетики РФ, 2001. – 164 с.
4. Карлсон М. Р. Практическое моделирование нефтегазовых пластов / пер. с англ. – М. ; Ижевск : ИКИ, 2012. – 944 с.
5. Еремян Г. А., Рукавишников В. С. Критерии качества автоматизированной адаптации геолого-гидродинамической модели месторождения углеводородов // Экспозиция Нефть Газ. – 2020. – № 6. – С. 76–79. – DOI: 10.24411/2076-6785-2020-10117.