ПАО «ГАЗПРОМ»
ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА»
___________________________________________
УТВЕРЖДАЮ
Начальник Управления
Департамента
ПАО «Газпром»
_____________
«_____» _______________2017 г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работ (оказание услуг):
Создание и сопровождение постоянно действующих геологической, гидродинамической и геомеханической моделей продуктивных отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на основе комплексной интерпретации результатов скважинных исследований и данных сейсморазведки 3D
СОГЛАСОВАНО:
Заместитель начальника Управления Департамента ПАО «Газпром» _____________ «_____» _______________2017 г. |
ПАО «ГАЗПРОМ»
ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА»
___________________________________________
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работ (оказание услуг):
Создание и сопровождение постоянно действующих геологической, гидродинамической и геомеханической моделей продуктивных отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на основе комплексной интерпретации результатов скважинных исследований и данных сейсморазведки 3D
СОГЛАСОВАНО:
Заместитель генерального директора - главный геолог геологоразведка» _____________ «_____» _______________2017 г. |
Начальник Инженерно-технического
центра геологоразведка»
_____________
«_____» _______________2017 г.
Приложение
к Договору № __________
от ________2017 г.
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ на выполнение работ (оказание услуг):
Создание и сопровождение постоянно действующих геологической, гидродинамической и геомеханической моделей продуктивных отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на основе комплексной интерпретации результатов скважинных исследований и данных сейсморазведки 3D
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
Результаты работ будут использоваться при планировании эксплуатационного бурения и промышленной разработке залежей УВ Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
2. ЛИЦЕНЗИРОВАНИЕ
Лицензии для проведения работ не требуется.
3. ОСНОВАНИЕ ДЛЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТЫ
Геологическое задание на 2017-2019 годы по объемам геологоразведочных работ и приросту запасов по участкам ПАО «Газпром» (оператор геологоразведка»), утвержденное заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром» .
4. ЦЕЛЬ РАБОТ
Создание и сопровождение постоянно действующих геологической, гидродинамической и геомеханической моделей Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, являющихся основой для принятия решений при планировании направлений, объемов и видов эксплуатационного бурения и при последующей промышленной разработке залежей УВ.
5. ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ
5.1 Создание петрофизической модели продуктивных пластов терригенного комплекса венда, разработка критериев выделения коллекторов на основе комплексирования результатов промыслово-геофизических, петрофизических и гидродинамических исследований.
5.1.1 Оценка фильтрационно-емкостной неоднородности и параметров трещиноватости продуктивных отложений на основе комплексирования результатов промыслово-геофизических, петрофизических и гидродинамических исследований
5.1.2 Определение подсчетных параметров пород-коллекторов, анализ неопределенностей их оценки на основе комплексной интерпретация данных ГИС.
5.2 Прогноз литолого-фациальных и фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных горизонтов, выделение зон повышенной трещиноватости пород-коллекторов на основе совместной интерпретации петроупругого моделирования и результатов сейсмических и скважинных исследований.
5.3 Детализация строения залежей УВ на основании комплексной интерпретации данных поисково-разведочного и эксплуатационного бурения, а также результатов сейсмических исследований МОГТ 3D. Уточнение морфологии и размеров залежей, прослеживание границ выклинивания и фациального замещения продуктивных горизонтов, положения дизъюнктивных нарушений и анализ их проводимости.
5.4 Создание постоянно действующей геологической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
5.4.1 Разработка фациальной модели продуктивных отложений терригенного комплекса венда Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения, установление палеогеографических и палеотектонических условий формирования продуктивных отложений и основных закономерностей их литолого-фациальных изменений.
5.6. Вероятностная и стоимостная оценки ресурсов углеводородов.
5.7. Создание постоянно действующей гидродинамической модели Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
5.8 Создание постоянно действующей геомеханической модели отложений осадочного чехла Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения.
5.8.1 Оценка влияния текстурной анизотропии в аргиллитах (VTI) на напряженно-деформированное состояние продуктивных отложений.
5.9. Актуализация геологической, гидродинамической и геомеханической млделей Чаянндинского НГКМ в зависимости от результатов эксплуатационного бурения.
5.10. Разработка рекомендаций по выбору и по проведению дополнительных геолого-геофизических и промысловых исследований в ходе эксплуатационного бурения и промышленной разработки залежей Чаяндинского НГКМ с целью детализации их строения и уточнения запасов УВ.
6. МЕТОДЫ И ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ РЕШЕНИЯ
ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ
6.1. Сбор и анализ данных
6.1.1. Сбор, контроль качества и анализ информативности имеющихся геолого-геофизических и технологических данных, полученных в пределах месторождения: данные сейсморазведки; данные о геологическом строении месторождения; информация по пробуренным скважинам, результаты петрофизических исследований керна, результаты промыслово-геофизических и гидродинамических исследований; отчеты по подсчету запасов, отчеты о результатах ГРР и создании ПДГМ, выполненные геологоразведка», и ООО «ЦНИП ГИС».
После согласования с Заказчиком комплектности и объемов исходной геолого-геофизической информации, Подрядчик осуществляет формирование рабочего цифрового проекта скважинных и сейсмических данных.
6.2. Создание петрофизической модели продуктивных отложений и комплексная интерпретация материалов ГИС
6.2.1. Анализ результатов ранее выполненных работ по подсчету запасов углеводородов и иных работ, содержащих сведения о методике комплексной интерпретации данных ГИС и о петрофизической модели пород-коллекторов продуктивных горизонтов Чаяндинского НГКМ.
6.2.2. Построение взаимосвязей типа «керн-керн», «керн-ГИС», «ГИС-ГИС», «керн-ГИС-ГДИ, необходимых для формирования петрофизической модели пород-коллекторов и флюидоупоров, используемой при комплексной интерпретации материалов ГИС.
6.2.3. Обоснование модели порового пространства пород-коллекторов по данным керна и ГИС.
6.2.4. Определение влияния минералогического состава, примесей первичных и вторичных минералов (глина, соль, ангидрит, карбонаты) и остаточного газа на величину коэффициента пористости, определяемого по ГИС.
6.2.5. Обоснование методик определения коэффициентов пористости, нефтегазонасыщенности и проницаемости по данным ГИС с учетом установленных литологических неоднородностей (литотипов коллекторов, фаций и т. д.).
6.2.6. Обоснование модели насыщенности порового пространства пород-коллекторов и предельных значений коэффициентов остаточной водонасыщенности по данным керна и ГИС.
6.2.7. Проведение комплексной интерпретации материалов ГИС по всем поисково-оценочным и разведочным скважинам, а также по эксплуатационным скважинам с горизонтальным окончанием.
6.2.8. Обоснование параметров перехода от петрофизической и интерпретационной моделей в вертикальных скважинах, к аналогичным моделям в горизонтальных скважинах.
6.2.9. Адаптация разработанной методики интерпретации к скважинам с российским комплексом ГИС.
6.2.10. Интерпретация материалов FMI с выявлением дизъюнктивных нарушений, определением структурных и литологических несогласий, направленности трещин, проведением фациального анализа и т. д.
6.2.11. Увязка керновых данных и имиджей FMI, построение связей между характеристиками, полученными по керну и результатами интерпретации материалов FMI с целью типизации разреза скважин по величине УЭС. Применения метода FMI для типизации продуктивной части разреза по величине УЭС и проведения фациального анализа в скважинах, пробуренных без отбора керна.
6.2.12. Проведение интерпретации данных широкополосного акустического каротажа с целью определения текстурной анизотропии горных пород (VTI), расчета анизотропных упругих параметров (модуль Юнга, коэффициент Пуассона).
6.2.13. Актуализация петрофизической модели и переинтерпретация данных ГИС в зависимости от результатов эксплуатационного бурения.
6.2.14. Разработка рекомендаций на доисследование продуктивной части разреза методами ГИС.
6.3. Петроупругое моделирование
6.3.1. Петрофизическое обоснование прогноза литологии пород и выделения коллекторов целевого интервала по упругим свойствам пород (VP, VS), а также прогноз параметров ФЕС на основе анализа совместного распределения упругих свойств для различных литотипов продуктивных отложений.
6.3.2. Выявление и оценка надежности корреляционных связей между упругими параметрами среды (акустический импеданс, сдвиговый импеданс, плотность) и другими петроупругими характеристиками отложений, позволяющих перейти к непосредственному прогнозу параметров ФЕС (литология, пористость, флюидонасыщенность и т. д.), а также эффективных толщин продуктивных горизонтов в целевом интервале разреза.
6.3.3. Моделирование влияния литологии, трещиноватости, пористости и типа насыщения отложений на плотность, акустический и сдвиговый импеданс (на основе объёмных петроэластических моделей различных литотипов пород и методики Био-Гассмана).
6.3.4. Прогноз литологического состава, эффективных мощностей, коллекторских свойств, насыщенности и параметров трещиноватости отложений ботуобинского, хамакинского и талахского продуктивных горизонтов.
6.3.5. Актуализация результатов петроупругого моделирования на основе данных ГИС, выполненных в эксплуатационных скважинах, пробуренных в 2016-2019 гг.
6.4. Комплексная интерпретация сейсмических и скважинных данных
6.4.1. Аудит результатов раннее выполненных работ по сейсмической интерпретации.
6.4.2. Уточнение корреляции опорных и целевых сейсмических горизонтов, соответствующих геологическим реперам, а также продуктивным и перспективным объектам во временной области.
6.4.3. Выделение и детальное трассирование тектонических нарушений (с использованием кубов когерентности и других сейсмических атрибутов - угол и азимут падения, кривизна и т. п.) с учётом региональных представлений о тектоническом строении территории во временной области.
6.4.4. Расчет и анализ сейсмических атрибутов, включая атрибуты когерентности и спектральной декомпозиции (спектрального разложения), поиск различных атрибутных представлений сейсмических данных, способных качественно, в виде узнаваемого геометрического образа, охарактеризовать обстановку осадконакопления. Обоснование выбора атрибутов и окон для сейсмофациального анализа. Фациальная интерпретация сейсмических данных на основе выделения/оконтуривания объемных тел (и/или их двумерных сечений) различного генезиса в полях сейсмических атрибутов.
6.4.5. Обоснование выбора типа/типов инверсии и интервалов для применения инверсии сейсмических данных. Типы инверсии и интервалы для выполнения инверсии выбираются по согласованию с Заказчиком после оценки качества исходных данных в зависимости от решаемой геологической задачи, а также геологических условий.
6.4.6. Выполнение акустической инверсии по суммарному кубу (получение куба акустического импеданса).
6.4.7. Расчет синхронной упругой инверсии по сейсмограммам (угловым суммам), получение кубов акустического и сдвигового импедансов, куба плотности.
6.4.8. Расчет геостатистической инверсии по полнократному кубу и угловым суммам. Вероятностная оценка на повторяемость результатов инверсии по нескольким вариантам расчетов.
6.4.9. AVO преобразования сейсмических данных после проведения оценки работоспособности метода при помощи АVO–моделирования.
6.4.10. Оценка наличия связей сейсмических атрибутов (включая атрибуты инверсии) с петрофизическими данными по скважинам (свойствам пласта) - индивидуально для различных выделенных фациальных зон (по возможности).
6.4.11. Построение прогнозных карт эффективной мощности пород-коллекторов, а также прогнозирование литологии, пористости и других петрофизических свойств продуктивных пластов в межскважинном пространстве по данным инверсии и атрибутного анализа (в случае получения надёжных связей). Оценка достоверности прогноза на основе итеративной кросс-валидации и на основе увязки со всеми скважинами на площади, в том числе, не участвовавшими в построении корреляционных связей между сейсмическими атрибутами и петрофизическими параметрами.
6.4.12. Прогноз зон трещиноватости в продуктивных отложениях на основе комплексирования данных ГИС и результатов сейсмических исследований.
6.4.13. Сопровождение и актуализация структурных и прогнозных карт, результатов синхронной AVО-инверсии, оценка связей между ФЕС и упругими свойствами среды в соответствии с результатами эксплуатационного бурения.
6.5. Создание и сопровождение постоянно действующей геологической модели
6.5.1. Детальная корреляция продуктивных и перспективных горизонтов:
- Анализ стратиграфических разбивок продуктивных горизонтов, использованных при подсчете запасов углеводородов;
- Уточнение стратиграфических границ пластов на основе анализа данных ГИС, керна, испытания скважин с учетом прослеженных отражающих горизонтов по данным сейсморазведки МОГТ 3D и региональных представлений о геологическом строении месторождения.
6.5.2. Создание структурно-тектонической модели:
- Структурно-тектонический анализ территории: реконструкция истории тектонического развития, классификация тектонических нарушений с точки зрения их возраста и кинематики, описание механизмов их образования, палеореконструкции и контроль геометрии разломов;
- Определение положения тектонических нарушений на основе анализа данных по скважинам (каротажные кривые и микроимиджеры);
- Анализ влияния разломной тектоники на фильтрационные свойства пород-коллекторов. Оценка проводимости тектонических нарушений.
- Разработка блоковой модели залежей УВ;
- Построение структурного каркаса модели на основе выполненной детальной корреляции разрезов скважин, интерпретации данных сейсморазведки и структурно-тектонического анализа.
6.5.3. Создание фациальной модели:
- Анализ результатов описаний кернового материала на основе фациальных и седименталогических исследований (моделирования) на Чаяндинском месторождении;
- Анализ данных пластовых микроимиджеров (углы, текстуры);
- Сейсмофациальный анализ; анализ сейсмических атрибутов и слайсов;
- Моделирование фациального строения продуктивных горизонтов по скважинам, в которых отсутствуют результаты прямых петрофизических и промыслово-геофизических (керн, имиджеры и др.) исследований, с использованием метода нейронных сетей;
- Анализ данных горизонтального бурения (определение размерности и ориентации песчаных тел, интервалов глинизации, засолонения и пр.);
- Построение фациальной модели продуктивных пластов и перспективных горизонтов по комбинированной методике с использованием алгоритмов объектного моделирования и фациального моделирования с учетом результатов выделения фаций по скважинным данным и сейсмофациального анализа.
6.5.4. Построение моделей ФЕС:
- Создание моделей меж-флюидных контактов и геометризация залежей месторождения;
- Подготовка трендов для моделирования ФЕС на основе зависимостей, выявленных по скважинным данным, результатам инверсии и петроупругого моделирования;
- Построение многовариантных моделей ФЕС (пористость, проницаемость, насыщенность) с учетом фациальной модели и выявленных трендов.
6.5.5. Актуализация геологической модели Чаяндинского НГКМ в соответствии с результатами эксплуатационного бурения.
6.6. Вероятностная и стоимостная оценки ресурсов углеводородов
6.6.2. Оценка неопределенности подсчетных параметров и определение диапазонов изменчивости их значений.
6.6.3. Вероятностная оценка запасов и ресурсов УВ продуктивных и перспективных горизонтов.
6.6.4. Ранжирование территории месторождения по запасам, ресурсам и рискам их не подтверждения.
6.6.5. Подготовка подсчетных планов, карт эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин на основе варианта модели, запасы по которой соответствуют уровню Р50.
6.6.6. Проведение стоимостной оценки запасов путем имитационного моделирования процессов разведки, обустройства и разработки, месторождения, а также реализации добываемой продукции.
6.7. Анализ ГДИ и разработки, создание и сопровождение постоянно действующей гидродинамической модели
6.7.1. Оценка достоверности результатов интерпретации гидродинамических исследований скважин в ПО Kappa.
6.7.2. Анализ PVT-свойств в трехфазной системе:
- методика восстановления уравнения состояния;
- выбор экспериментальных проб и способы уточнения состава пластовых флюидов;
- совместимость экспериментов для жидкой и газовой фаз;
- определение потенциального содержания конденсата.
6.7.3. Исследование вариаций давления насыщения в плане и в разрезе продуктивных горизонтов.
6.7.4. Разработка алгоритмов расчета течения флюидов от забоя скважин до наземного оборудования.
6.7.5. Выработка рекомендаций по оптимизации существующей системы разработки залежей УВ.
6.7.6. Создание постоянно действующей гидродинамической модели.
6.7.7. Актуализация гидродинамической модели Чаяндинского НГКМ на основе обновленной геологической модели и актуальной геолого-геофизической информации в соответствии с результатами эксплуатационного бурения.
6.8. Создание и сопровождение постоянно действующей 3D геомеханической модели
6.8.1 Сбор и анализ данных бурения эксплуатационных скважин, пробуренных к моменту проведения работ.
6.8.2 Анализ и уточнение принятых корреляционных зависимостей статических упругих параметров и прочностных свойств пород-коллекторов и вмещающих отложений.
6.8.3 Определение параметров анизотропной упругой модели продуктивных отложений на основании результатов переобработки данных широкополосного акустического каротажа, настройка модели на основании наблюдений и событий на скважинах.
6.8.4 Моделирование кубов статических упругих параметров и прочностных характеристик на основании геологических моделей и результатов сейсмических инверсий; моделирование куба плотности пород;
6.8.5 Расчет анизотропного напряженно-деформированного состояния среды методом конечных элементов. Оценка влияния текстурной анизотропии на напряженно-деформированное состояние продуктивных отложений месторождения.
6.8.6 Прогноз риска выноса твердой фазы в процессе эксплуатации месторождения.
6.8.7 Выполнение совмещенного фильтрационного и геомеханического моделирования для оценки влияния геомеханических факторов на показатели разработки.
6.8.8 Актуализация геомеханической модели Чаяндинского НГКМ на основе обновленной геологической модели и актуальной геолого-геофизической информации в соответствии с результатами эксплуатационного бурения.
6.9. Разработка рекомендаций по выбору и по проведению дополнительных геолого-геофизических и промысловых исследований в процессе эксплуатационного бурения и промышленной разработки залежей Чаяндинского НГКМ с целью детализации их строения и уточнения запасов УВ
7. ОЖИДАЕМЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТ
7.1. Требования к результатам работ.
7.1. 1 Работа должна быть выполнена в соответствии с требованиями ГОСТ Р 53579-2009 «Отчет о геологическом изучении недр. Общие требования содержанию и оформлению» (СОГИН) и “Методических рекомендаций по учету, хранению и передаче в фондовой информации на машинных носителях” МПР Россия, Росгеофонд, 1997г.
7.2. Отчет по созданию геологической, гидродинамической и геомеханической моделей Чаяндинского НГКМ должен содержать следующие основные разделы:
7.2.1. Общая информация о месторождении;
7.2.2. Анализ исходной геолого-геофизической информации;
7.2.3. Разработка петрофизической модели продуктивных отложений Чаяндинского месторождения и комплексная интерпретация данных ГИС;
7.2.4. Петроупругая модель продуктивных отложений Чаяндинского месторождения;
7.2.5. Комплексная интерпретация сейсмических и скважинных данных;
7.2.6. Создание геологической, гидродинамической и геомеханической моделей продуктивных отложений Чаяндинского месторождения;
7.2.6. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы разработки залежей Чаяндинского месторождения.
7.3. Форматы передачи данных.
7.3.1. Текстовая часть заключительного отчета и информационные отчеты передаются в форматах MS WORD и PDF. Графические приложения в форматах ArGIS и CorelDraw (дополнительно согласовывается с заказчиком).
7.3.2.Результаты корреляции отражающих горизонтов, комплекты карт изохрон, структурно-тектонические карты, карты сейсмических и AVO атрибутов, карты прогнозных эффективных газонасыщенных толщин, значений коэфициентов пористости и проницаемости полученных по сейсмическим и скважинным данным по основным продуктивным и перспективным горизонтам передаются в виде гридов в формате ASCII (дополнительно согласовывается с Заказчиком).
7.3.3 Результаты комплексного сейсмогеологического анализа в интервале продуктивных пластов (зоны выклинивания пластов, контуры зон газо и нефте насыщения, тектонические нарушения и т. д.) передаются в формате ASCII файлы типа *.bln или *. dat.
7.3.4. Результаты геологического, гидродинамического и геомеханического моделирования предаются в формате мастер-проектов в коммерчески-доступных программных продуктах (дополнительно согласовывается с Заказчиком).
7.3.5 Масштабы карт, схем и т. п. предварительно согласовываются с Заказчиком.
7.3.6. Типы носителей для информации передаваемой в цифровом виде: переносные жесткие USB-диски (дополнительно согласовывается с Заказчиком)
8. РАССЫЛКА ОТЧЕТНЫХ МАТЕРИАЛОВ.
На каждом этапе выполнения работ Подрядчик предоставляет информационные отчеты, цифровая информация, полученная в ходе выполнения этапа предоставляется Заказчику.
По завершению работы Подрядчик представляет Заказчику:
акт сдачи-приемки выполненных работ;
отчет о выполненной работе «Создание и сопровождение постоянно действующих геологической, гидродинамической и геомеханической моделей продуктивных отложений Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения на основе комплексной интерпретации результатов скважинных исследований и данных сейсморазведки 3D» на бумажном носиэкз.) и в электронном виде (2 экз.);
- мастер-проекты в коммерчески-доступных программных продуктах;
- протокол рассмотрения результатов работы на НТС геологоразведка».
9. СРОКИ РАБОТ
Сроки выполнения работ должны соответствовать календарному плану работ, являющимся приложением к Договору (Приложение )
