об использовании геофизических данных

Использование геофизических данных при геомеханическом моделировании нефтегазовых месторождений

The use of geophysical data for geomechanical modeling of oil and gas deposits.

 В последние 10 лет интенсивное развитие системы высокопроизводительных вычислений в России способствовало появлению экспериментальных исследований, основанных на технологии моделирования исследуемых объектов. Как правило, эти объекты описываются физическими и математическими уравнениями с варьированием широкого набора параметров.

Процесс бурения и добычи нефти и газа вызывают изменения напряженного состояния продуктивного пласта и окружающих пород. Свойства горных пород изменяются в последовательности литологических комплексов, и каждый тип пород по-своему реагирует на изменение напряжений. Разведочным и добывающим компаниям  необходимо понимать взаимосвязь между петрофизическими свойствами пород, пластовыми давлениями, температурой и прочими условиями, а ключом к такому пониманию является геомеханическое моделирование.

Данная технология сегодня активно используется при геологоразведочных работах и разработке нефтегазовых месторождений. Этот вид моделирования осуществляется с применением современных суперкомпьютерных технологий, в основе которых лежат высокопроизводительные вычисления. В нефтегазовой отрасли геомеханическое моделирование в процессе бурения скважин существенно повышает эффективность эксплуатации месторождений за счет уменьшения затрат, снижения рисков при бурении и освоении скважин. Применение геомеханического моделирования позволяет получить оптимальную траекторию скважины [2], оптимальный диапазон плотности буровой промывочной жидкости (ЭСП и ЭЦП), определить оптимальные глубины спуска обсадных колонн, определить профили давлений и интервалы нестабильности устойчивости стенки скважины.

В отличие от моделей пласта, предназначенных для описания его разработки без учета напряжений, геомеханические модели месторождений должны учитывать не только сам пласт, но и перекрывающую его толщу, морское дно, нижележащие породы и боковые (прилегающие породы), которые часто обеспечивают задание граничных условий для напряжений. Геомеханичекие модели месторождений, как правило, намного больше стандартных гидродинамических моделей пласта по размерности и требуют значительно больших объемов данных для  наполнения. Крупным нефтегазовым компаниям зачастую бывает трудно организовать у себя хранение большого объема данных геолого-геофизических исследований по месторождению. Данные нужно сортировать, архивировать, дублировать и обеспечивать их неприкосновенность со стороны недружественных организаций – все это требует немалых сил и ресурсов.

В этой связи нефтегазовый бизнес  связывает большие надежды с появлением мощных отечественных суперкомпьютеров и технологии геомеханического моделирования [1]. Ведь известно, что существует целый ряд задач при обработке и интерпретации геолого-геофизических данных, требующих переработки огромных массивов информации по сложным алгоритмам.

Как показывает проектный опыт работы компании ООО НПО «Союзнефтегазсервис» на примере Ковыктинского ГКМ (Иркутская область), с помощью технологии геомеханического моделирования можно с точностью произвести необходимые расчеты и получить качественный результат  в краткие сроки.

Площадь, по которой проводилось геомеханическое моделирование, включала в себя Ковыктинский ЛУ и Хандинский ЛУ. Задачей компьютерного моделирования геомеханических процессов и явлений стало получение качественных и количественных оценок изучаемого явления компьютерными методами. В связи с этим, на первом этапе производился сбор и анализ имеющихся  геофизических данных об участке, а также геологической информации по грунтам и другим особенностям местности исследования.

В основу модели легли работы прошлых лет по комплексной интерпретации геолого-геофизической информации по данному месторождению, а также результаты частичной переобработки материалов, переданных заказчиком. Более детальное расчленение разреза по вертикали было проведено на основе методов стратиграфического моделирования и интерполяции в межскважинном пространстве между опорными сейсмическими горизонтами.

При построении 3D геомеханической  модели использовались сейсмические данные, которые послужили  для решения двух основных задач. Это получение детального сейсмического профиля реальной структуры геологической среды и распределение сейсмических свойств в пространстве на основе сейсмической инверсии и детального анализа кинематических характеристик сейсмических сигналов. Очевидно, что при поисках и разведке нефтегазоперспективных объектов решаются сходные задачи. Основная специфика заключалась в том, что геомеханическое моделирование для проектирования безаварийного бурения скважин требует высоко детального анализа результатов сейсмических исследований по всему разрезу. Кроме того, объектами наиболее детального изучения являются не коллектора углеводородов, а зоны наиболее вероятных геологических опасностей при бурении: разломы, рапопроявления, зоны раздробленности и т.д. Получение структурного каркаса и определение сейсмических свойств в геологической среде - лишь частично взаимосвязанные задачи. Общим и ключевым пунктом для решения обеих задач стало получение детальной глубинно-скоростной модели (ГСМ) среды в интервальных скоростях. Затем, выполнялись в большой степени независимо, процедуры, относящиеся к структурной интерпретации на основе сейсмического куба повышенного разрешения.

Структурный каркас месторождения состоял из 7 устойчиво прослеживаемых сейсмических горизонтов. Кроме того, был составлен прогноз пластового давления по комплексу геолого-геофизических данных месторождения.

Главным фактором при бурении скважин в сложных горногеологических условиях является учет напряженно-деформированного состояния толщи вскрываемых пород [3]. Определение направления вектора максимального напряжения на Ковыктинском ГКМ проводился по данным мировой карты напряжений, FMI и ГРП по разведочным скважинам. Основным результатом проведенных замеров FMI (Schlumberger) было определение направления вывалов стенки скважины, т.к. вывалы стенок скважины образуются в направлении, перпендикулярном к направлению максимального горизонтального напряжения, тогда как простирание техногенных трещин, образование или увеличение интенсивности которых обусловлено механической нагрузкой на призабойную зону в процессе бурения, - параллельно направлению максимального горизонтального напряжения.

Специалистами ООО НПО "СНГС" совместно с ИФЗ РАН, МГУ им. М. В. Ломоносова были проведены математические расчеты статических упругих моделей, прочностных параметров горных пород для выбранных скважин на основании данных тестирования керна и ГИС, также составлены алгоритмы расчета калибровки порового давления и напряжений по скважинным данным.  Была построена 3D модель механических свойств Ковыктинского ГКМ, позволяющие наглядно оценить такие технические параметры, как, например, угол внутреннего трения, скорость продольных и поперечных волн, статические модули сжатия, сдвига и так далее.

Построенная 3D модель (рис.2), включающая распределение напряженно-деформированного состояния и механических свойств использовалась при расчете устойчивого состояния стволов скважин, определения безопасного коридора плотности буровой промывочной жидкости, оценки рисков геологических осложнений и выделения интервалов, совместимых с бурением. Переход от трехмерной геомеханической модели Ковыктинского ГКМ к масштабу скважин на данном этапе дало эффект от применения геомеханического моделирования.

Рисунок 2. Схема получения информации по скважинам.

Также результаты моделирования позволили провести доработку траектории, дизайна и конструкции скважин.

Есть и перспективы дальнейшего развития в рамках проделанной работы.  Применение геомеханического моделирования может помочь правильно оценить и спрогнозировать режимно-технологические параметры при составлении проектов на строительство будущих скважин Ковыктинского ГКМ.

Существенно повысить степень детальности и достоверности, полученных 3D моделей будет возможно при наличии 3D сейсморазведки и выполнении инверсии. Результаты 3D сейсморазведки дают сегодня геологам и геофизикам объемное изображение среды с высоким разрешением по глубине и латерали, но для уверенного принятия решения о наличии перспективных объектов с промышленным содержанием углеводородов, этого зачастую бывает недостаточно. Хотелось бы также отметить, что для выработки более обоснованных и детальных рекомендаций по графу обработки и интерпретации сейсмических данных необходим анализ синтетических сейсмограмм для базовой модели среды, полученной по имеющейся геолого-геофизической информации. Оптимизация графа обработки для целей геомеханического моделирования, разработка и обоснование критериев прогноза зон осложнений при бурении возможны только при использовании высокоточного 3D сейсмического полноволнового компьютерного моделирования для сеточной модели среды с мелким шагом по глубине.

Таким образом, как показывает опыт работы компании ООО НПО «Союзнефтегазсервис» совместно с ИФЗ РАН и МГУ им. им. М. В. Ломоносова на Ковыктинском ГКМ, в процессе геомеханического моделирования нефтегазовых месторождений могут активно использоваться геофизические данные, которые позволяют с большей точностью производить необходимые работы и дают возможность анализировать и оценивать текущее напряженно-деформированное состояние среды. Следует также отметить, сегодня в РФ остро стоит проблема открытия новых месторождений полезных ископаемых, в особенности, залежей нефти и газа. Разведанные к настоящему времени запасы нефти в ближайшие годы будут исчерпаны. Для получения новых запасов нефтяным компаниям необходимо вкладывать значительные средства, особенно если речь идет об открытии и освоении месторождений в труднодоступных районах. Цена ошибки при оценке запасов в этих условиях становится весьма значительной. В этой связи возрастает роль суперкомпьютерных технологий, в частности, геомеханического моделирования, предназначенных для обработки данных большого объема.

Сегодня геомеханическое моделирование достаточно широко используется во многих геологоразведочных организациях России и за рубежом. В настоящий момент возникает осознанная необходимость донести информацию о преимуществах данного метода до нефтегазовых компаний, которые могут применять технологию геомеханического моделирования для повышения конкурентоспособности предприятия на внутреннем и внешнем рынках, а также эффективного решения задачи получения новых запасов нефти и газа, что является стратегически важным для России.

Авторы благодарят сотрудников ИФЗ РАН и МГУ им. М. В. Ломоносова за помощь в подготовке материалов к статье.