CC BY
16
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ВАНАВАРСКОЙ СВИТЫ ВЕНДСКОГО КОМПЛЕКСА
Ж.З. Кааров1, инженер отдела анализа и разработки месторождений УВ М.Д. Гаджиев2, аспирант 1ООО «ГеоЭкоАудит»
2Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
DOI: 10.24411/2500-1000-2020-10552
Аннотация. В данной статье рассматривается опыт создания геологической модели нефтегазоконденсатных залежей приуроченных к трем продуктивным песчаным пластам ванаварской свиты вендского комплекса (ВН-I, BH-II и BH-Ш-V) в пределах Пайгин-ского месторождения. Модель была создана для описания емкостно-фильтрационной неоднородности резервуара, подсчета запасов нефти и формирования параметрической основы для гидродинамических расчетов, проектирования и анализа разработки.
Ключевые слова: скважина, геологической строение, залежь, 3D модель, геолого-статистический разрез, грид, структурный каркас, продуктивный пласт, фильтрацион-но-емкостные свойства пласта.
Пайгинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1987 г, разрабатывается с 1992 года. В пределах месторождения выделено шесть залежей УВ, приуроченных к трем продуктивным песчаным пластам ванаварской свиты вендского комплекса: ВН-1, ВН-11 и ВН-11-У.
Региональной покрышкой служат алев-ролито-глинистые породы, расположенные в кровле ванаварской свиты толщиной 310 м в сочетании с доломитово-ангидритовой толщей (3-10 м) низов оско-бинской свиты.
Пайгинское месторождение разбито тектоническими нарушениями на два гидродинамически изолированных блока (центральный и восточный), с которыми связаны самостоятельные залежи УВС с разными флюидальными контактами.
Важнейшим аспектом создания геолого-технологической модели (ГТМ) является заключение о полноте, достаточности и представительности исходных данных, базирующееся на характеристике изученности рассматриваемого месторождения.
Модели построены с использованием программ Petrel и Eclipse. В качестве исходных данных были использованы структурные карты пластов ВН-I, ВН-II и ВН-III-V приложенные к оперативному подсчету запасов Пайгинского месторождения от 2007 г. Карты были в формате приложения CorelDraw. С карт были сняты положения контуров залежей, разломы, изо-гипсы, а также положения забоев скважин. Скважины в модели условно приняты вертикальными.
Результаты интерпретации ГИС были переданы для 15 скважин. В таблице интерпретации присутствовали данные относительно отбивок пластов ВН-I, ВН-II и ВН III-V, значения эффективных толщин, эффективных газонасыщенных и нефтена-сыщенных толщин.
Структурные построения Основой для структурных построений послужили оцифрованные с карт изогипсы и результаты интерпретации ГИС (рис. 1).
Рис. 1. Изогипсы поверхности кровли пласта ВН-1
Кровли пластов строились методом ConvergentInterpolation, с последующей посадкой на скважинные отметки. Затем были построены карты эффективных толщин пластов. Поверхности подошв пластов получены путем прибавления карт эффективных толщин к кровлям. Такой подход к структурным построениям обусловлен ограниченностью исходных данных. Таким образом получены условные поверхности подошв пласта. Пласты в структурной модели представлены условными интервалами, учитывающими только толщину коллектора.
При построении структурных поверхностей было учтено наличие тектонических нарушений. Амплитуда разломов бы-
ла взята с исходных карт. Разломы приняты вертикальными. Модель тектонических нарушений приведена на рисунке 2.
Полученные поверхности, а также модель разломов использованы для построения структурного каркаса модели месторождения. При этом разломы использовались в качестве элементов границ модели с целью оптимизации ее размеров. Структурный каркас модели приведен на рисунке 3.
Далее интервалы пластов были разбиты на слои. Разбиение выполнено пропорционально, таким образом в плане в каждой точке пласта насчитывается одинаковое количество слоев.
%
Р3ис. 2. Модель тектонических нарушений
Рис. 3. Структурный каркас модели
Построение моделей фильтрационно-емкостных свойств пластов
Коэффициент песчанистости принят равным 1. В кубах коэффициента песчани-
стости учтены зоны замещения коллектора в пластах ВН-1 и ВН-11. Полученный куб приведен на рисунке 4. Синим цветом обозначены зоны замещения коллектора.
Рис. 4. Распределение коэффициента песчанистости в пласте BH-II
Кубы пористости проницаемости приняты константами, по причине отсутствия необходимого количества исходных данных. Аналогичным образом получены ку-
бы начальной нефтенасыщенности и газонасыщенности (рис. 6, 7, 8). Куб пористости для пласта ВН-11 приведен на рисунке 5.
Рис. 5. Куб пористости пласта BH-II International Journal of Humanities and Natural Sciences, vol. 5-3 (44), 2020
Рис. 6. Распределение насыщенности в модели пласта BH-I
Рис. 7. Распределение насыщенности в модели пласта BH-II
Рис. 8. Распределение насыщенности в модели пласта ВН-Ш-У
На основе построенной модели выпол- ли с принятыми значениями приведено в нен расчет запасов нефти в пластах место- таблице 1. рождения. Сопоставление запасов в моде-
Таблица 1. Сопоставление начальных геологических запасов нефти
пласт, сектор ПЗ ГМ □ , %
Вн-1, центр 2837 2834 -0.1
Вн-1, восток 1633 1603 -1.8
Вн-2, центр 7215 7098 -1.6
Вн-2, восток 13029 12658 -2.8
Вн-3-5, восток 2081 2120 1.9
Сопоставление подсчетных параметров превышают ± 5%, что позволяет использо-и запасов нефти по трехмерной геологиче- вать данные модели для моделирования ской модели с утвержденными начальны- гидродинамических процессов при разра-ми запасами показало, что расхождения не ботке месторождения.
Библиографический список
1. Черницкий A.B., Карпова С.А. Геологическое моделирование залежей нефти в карбонатных коллекторах на примере Филипповского месторождения Ульяновской области // XIV Губкинские чтения. - Москва, 1996.
2. Дерюшев А.Б., Потехин Д.В. Применение многовариантного моделирования при распределении Кп с целью оценки достоверности построения трехмерных литолого-фациальных моделей на примере нижнетиманских отложений Кирилловского месторождения нефти // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - Т. 11. №5. - С. 32-38.
3. Кулагин A.B., Мушин И.А., Павлов Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. - М.: Недра, 1994. - 250 с.
4. Потехин Д.В., Путилов И.С. Опыт корректировки распределения литологии при трехмерном геологическом моделировании на основе представлений о геологическом строении нефтяных залежей // Геология геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - №9-10. - С. 48-50.
5. Потехин Д.В. Методика изменения нефтенасыщенности в пределах переходной зоны при трехмерном геологическом моделировании на примере Трифоновского месторождения // Материалы XXXIII научно-практической конференции горно-нефтяного факультета ПГТУ. - Пермь. Изд-во Перм. Гос. Техн. Ун-та, 2004 г.
GEOLOGICAL MODELING OF OIL AND GAS CONDENSATE DEPOSITS IN TERRIGENEOUS COLLECTORS OF THE VANAVARA SUITES IN VENDA
COMPLEX
Z.Z. Kaarov1, Engineer of the department for analysis and development of oil and gas fields
M.D. Gadzhiev , Postgraduate
\<GeoEkoAudit» LLC
industrial University of Tyumen
(Russia, Tyumen)
Abstract. This article has the experience of creating a geological model of oil and gas condensate deposits confined to the product of the sand formation of the Vanavar Formation of the Vendian complex (VN-I, BH-II and BH-III-V) within the Payginskoe field. The model was created to describe heterogeneous reservoirs, calculate oil reserves and form a parametric basis for hydrodynamic calculations, design and development analysis.
Keywords: well, geological structure, reservoir, 3D model, geological and statistical section, grid, structural framework, reservoir, reservoir properties.
