Нетрадиционные ресурсы углеводородов Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

Ключевые слова:

Вуктыльское НГКМ,

нетрадиционные

ресурсы,

геологическая

модель,

низкопоровые

коллекторы,

петрофизическая

модель.

УДК 553.98 (470.13)

Нетрадиционные ресурсы углеводородов Вуктыльского нефтегазоконденсатного месторождения

С.В. Яковлев1*, Н.П. Вишератина1

1 Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта, Российская Федерация, 169330, Республика Коми, г. Ухта, ул. Севастопольская, д. 1-а * E-mail: s.yakovlev@sng.vniigaz.gazprom.ru

Тезисы. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в центральной части Вуктыльского района Республики Коми, открыто в 1964 г. и уже в 1968 г. введено в промышленную эксплуатацию. Высокая степень выработанности запасов Вуктыльского НГКМ и отсутствие новых подготовленных к разработке месторождений заставляют обратить внимание на повышение углеводородоотдачи пластов по компонентам, а также на выявление защемленных объемов газа, в которых могут содержаться остаточные углеводороды (УВ).

Разработана петрофизическая модель строения пустотного пространства коллекторов различных типов, выделены зоны распространения коллекторов с разными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе нетрадиционные коллекторы. На основе построенной трехмерной геологической модели оценены ресурсы нетрадиционных УВ.

Установлено, что суммарная доля нетрадиционных ресурсов газа, которые потенциально могут быть извлечены из «Основной» залежи Вуктыльского НГКМ, составляет более трети первоначальных запасов, что по объему запасов сухого газа соответствует открытию крупного газового месторождения. Реализация добычи таких объемов нетрадиционных ресурсов газа требует разработки и внедрения специальных технологий.

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), расположенное в центральной части Вуктыльского района Республики Коми, было открыто в 1964 г. и уже в 1968 г. введено в промышленную эксплуатацию. Несмотря на длительную историю геолого-геофизических исследований на объекте и нахождение месторождения на стадии завершения эксплуатации, интерес к нему не уменьшается до сих пор. Высокий уровень выработанности запасов Вуктыльского НГКМ и отсутствие новых подготовленных к разработке месторождений заставляют обратить внимание на повышение углеводородоотдачи пластов по компонентам (жидким углеводородам (УВ), выпавшим в процессе разработки залежи, маслам, смолам, асфальте-нам), а также на выявление защемленных объемов газа, в которых могут содержаться остаточные УВ.

Для этого требуется решить целый круг задач, в том числе разработать петрофи-зическую модель строения пустотного пространства коллекторов различных типов, распределить коллекторы по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС), выделить из них нетрадиционные (низкопоровые и защемленные), создать трехмерную геологическую модель строения залежи УВ и оценить потенциальные запасы нетрадиционных УВ.

Для разработки петрофизической модели строения пустотного пространства продуктивных отложений Вуктыльского НГКМ исследована большая коллекция керно-вого материала (более 12 тыс. образцов); выполнены обобщение и комплексный анализ результатов геолого-геохимических, петрофизических, литолого-химических, физико-химических исследований керна и жидких УВ; построены петрофизические связи типа «керн - керн», «керн - ГИС1», «ГИС - ГИС», «опробование - ГИС».

Согласно опубликованным данным [1], поровое пространство пород-коллекторов различается не только по размеру пустот, но и по характеру связи пор и каналов. Экспериментальные электронно-микроскопические исследования керна пород

ГИС - геофизические исследования скважин.

из продуктивных пластов различных месторождений на базе катодолюминесцентной методики и количественного анализа микроструктурных параметров с применением программного продукта «Коллектор» позволили изучить пустотное пространство пород-коллекторов с поровыми системами различных типов и выделить элементы этих систем: протяженные каналы и относительно изометрич-ные поры (емкости). Установлено, что количественное соотношение каналов и пор (координационное число) в коллекторах, а также соотношение их диаметров могут быть различными. Именно эти соотношения определяют тип порового пространства и существенно влияют на свойства коллектора [1].

В зависимости от преобладания пор или поровых каналов поровое пространство коллекторов можно разделить на шесть типов: по-ровый, порово-канальный, канально-поровый, канальный, микротрещиноватый и сложный (табл. 1).

В имеющих высокую степень нефтегазо-насыщения высокопористых породах с порами размерами от единиц до десятков микрометров структура порового пространства существенно отличается от капилляроподобной и является ярко выраженной четочной (рис. 1). Отношение среднего диаметра пор (^пор) к среднему диаметру поровых каналов (^кан) в таких породах намного больше единицы.

В породах средне- и даже высокопористых, но мелко- и субкапиллярнопоровых размеры пор ненамного превышают размеры поровых каналов. Структура порового пространства в них приближается к капилляроподоб-ной, а отношение ^пор/^кан стремится к единице. Чем крупнее поровое пространство коллектора,

4

Рис. 1. Структурная характеристика пластовых флюидов в поровых объемах пород: 1 - пленочная вода (порода более гидрофильна) или пленочная нефть (порода более нефтефильна); 2 - вода углов пор (структурно связанная, капиллярно-защемленная, менисковая) или нефть углов пор (порода более нефтефильна);

3 - динамический (непрерывно связанный) объем нефти (порода более гидрофильна)

или воды (порода более нефтефильна);

4 - структурно защемленный неподвижный объем нефти или структурно защемленный

объем газа при обводнении или высокой концентрации жидких УВ в газонасыщенном разрезе

тем большим значением ^пор/^кан будет характеризоваться структура его порового пространства и тем большие коэффициенты остаточной (структурно защемленной) нефте- (Кон) или газонасыщенности (К,г) он будет иметь (рис. 2).

Абсолютная и относительная фазовые проницаемости для нефти, как показали результаты экспериментальных исследований, также определяются в первую очередь отношением

При близких значениях пористости чем выше это отношение, тем ниже проницаемость. При равных величинах медианного диаметра пор (Мй?пор) проницаемость тем выше, чем

Таблица 1

Типы порового пространства в породах-коллекторах УВ

Тип Характеристика Координационное число*

1. Поровый Полностью состоит из пор, контактирующих друг с другом 0

2. Порово-канальный Преобладают поры, а соединяющие их каналы по длине соизмеримы с размерами этих пор > 0...< 3

3. Канально-поровый Преобладают протяженные каналы, а количество пор меньше, чем каналов 3...(8...10)

4. Канальный Существенно преобладают каналы, а поры отсутствуют либо присутствуют как единичные включения > 10

5. Микротрещиноватый Плотная, практически непроницаемая матрица и микротрещины -

6. Сложный Сочетание первых пяти типов > 3...< 10

* Для поровой системы в области существенной фильтрации.

£ 100 80 60 40 20

у = 6,650х + 8,297 Я2 = 0,67 о . ••

с > Л

с 8 1

О-Ч к У и о )

сЯс о

11 13

15

d Ш

пор кан

Рис. 2. Корреляционная связь между коэффициентом структурно защемленной газонасыщенности и отношением диаметров пор и каналов в отложениях Р^С Вуктыльского НГКМ: Я2 - коэффициент детерминации

больше медианный диаметр каналов фильтрации (Мй?кан). Фазовая проницаемость для нефти увеличивается с уменьшением отношения Мй?пор /Мй?кан и увеличением Кон. С ростом отношения Мй?пор /Мй?кан подвижность защемленной остаточной нефти снижается, и эффективность ее довытеснения падает. При достаточно высоких значениях М^пор/М^кан поры проявляют себя как тупиковые, и остаточная нефть в таких породах практически не обладает подвижностью.

Типизация порового пространства неоднородных сложнопостроенных коллекторов в залежах Вуктыльского НГКМ проводилась с использованием классификаторов трех видов: 1 - по типу пустот (поровые, трещинно-каверно-поровые или смешанные); 2 - по ФЕС (высокоемкие 1-го и 2-го классов и низкоемкие); 3 - по соотношению ^пор/^кан.

Выделение высокоемких поровых (1-й класс) и смешанных (2-й класс) коллекторов проводилось по установленным граничным значениям проницаемости и пористости: соответственно КГ* > 0,110-15м2, КГ" > 6 %. Деление низкоемких (субкапиллярнопоровых) коллекторов проводилось на основе микроструктурных исследований с помощью растрового электронного микроскопа способом като-долюминесценции по соотношению ^пор/^кан.

По данным ГИС, к низкоемким относились коллекторы, для которых выполнялось условие 3 % < КГ1 < 6 %.

Для каждого типа коллектора в каждом из шести объектов подсчета построены петрофизические связи типа «керн - керн»: I объект - Р;аг2, Р1аг1 (II пачка); II объект - Р1аг1 (I пачка), Р^ (II пачка); III объект - Р^ (I пачка), Р^; IV объект - С3, С2т; V объект - С2Ь, С^2; VI объект - Сд, С^1 + тй + уи.

Наиболее информативным параметром, характеризующим величину возможного коэффициента извлечения УВ, является коэффициент объемной остаточной (структурно защемленной) газонасыщенности WКто, так как позволяет оценивать объемы защемленного газа в породах и тем самым определять остаточные запасы газа, не извлекаемые в процессе разработки залежи.

Экспериментально установлено [1], что между коэффициентом объемной остаточной газонасыщенности КТ и коэффициентом открытой пористости (Кю) существует корреляционная связь, установив которую можно построить модели распределения остаточных объемов нефти (для нефтяных месторождений) или газа (на завершающей стадии разработки газокон-денсатных месторождений) в пределах залежи.

Для пяти подсчетных объектов получены связи КТо = /(Кп.о) (табл. 2). Для отложений Р^, Р1аг1 (II пачка) зависимость не установлена.

Для оценки не вовлеченных в разработку объемов газа (структурно защемленные, а также приуроченные к низкопоровым коллекторам) создана трехмерная геологическая модель нефтегазоконденсатной залежи Вуктыльского НГКМ в отложениях перми-карбона, называемой «Основной». Именно с ней связаны основные запасы УВ-сырья на месторождении. Залежь классифицируется

Таблица 2

Связь объемной остаточной газонасыщенности и открытой пористости коллекторов

Объект Коллектор

высокоемкий низкоемкий

II К„ = 0,275КПО + 0,1 КГ„ = 0,11КП.;

III кГ; = 0,48К,0 - 0,35 К^ = 0,1Кп.;

IV КТо = 0,68К,; - 1,03 К^ = 0,11Кп.;

V к; = 0,5КП.; - 0,5 К^ = 0,11Кп.;

VI К;= 0,65КП.„ - 0,7 к^ = 0,17Кп.;

0

Рис. 3. Поперечный разрез Вуктыльской структуры по априорной модели (а) и трехмерная сетка по цифровой геологической модели (б): ГВК - газоводяной контакт

как массивно-пластовая сводовая тектонически экранированная. Размеры залежи составляют 66,0^(3,5.5,0) км, высота - 1440 м. Особенности создания трехмерной модели пермо-карбоновой залежи УВ Вуктыльского НГКМ рассмотрены ниже.

В строении моделируемого резервуара принимают участие преимущественно карбонатные породы, которые представлены серо-цветными известняками и вторичными доломитами, а также их переходными разностями, слагающими мощную фациально неоднородную карбонатную толщу. Коллекторы продуктивной части разреза сложные, по характеру пустотного пространства являются смешанными и имеют межзерновую, трещинную и каверно-вую составляющие. Интерпретация материалов ГИС в сложных условиях карбонатного разреза неоднозначна; моделировать пластовые залежи на основе детерминированных алгоритмов, которые практикуют в отношении терригенных отложений, в данном случае нельзя. Ситуацию осложняет также ограниченность комплекса ГИС: доля выполнения методов ГИС колеблется по большинству скважин от 69 до 15 % по сравнению с оптимальным комплексом для Тимано-Печорской провинции. Приемлемой технологией моделирования является вероятностная, когда параметрическое заполнение модели осуществляется заданием статистических распределений параметров дифференциально для каждого типа коллектора. Также подход к моделированию карбонатных коллекторов предлагается в РД 153-39.0-0.47-002.

2 РД 153-39.0-0.47-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений / введ. 10.03.2000. - М.: Минтопэнерго РФ, 2000. - 130 с.

Среди ряда программных продуктов, поддерживающих вероятностное моделирование параметров, был выбран ПК RMS Roxar.

Вуктыльская структура имеет сложное строение. Она представляет собой асимметричную многокупольную высокоамплитудную антиклинальную складку, линейно вытянутую в субмеридиональном направлении. Западное крыло структуры с крутопадающими и подвернутыми (стоящими практически «на голове») породами перми-карбона осложнено взбросо-надвигом и оперяющими нарушениями встречного падения (рис. 3, см. а).

Наличие подвернутого блока, который, согласно истории многолетней разработки месторождения, гидродинамически связан с ал-лохтонной частью структуры, вызывает определенные трудности в создании единой структурной модели, так как моделирование опрокинутых складок ограниченно поддерживается программными средствами. В связи с этим основной особенностью создания структурной модели стало формирование структурного каркаса таким образом, чтобы максимально учитывалось строение Вуктыльской залежи фактически без моделирования опрокинутой складки.

Основной Вуктыльский надвиг является естественной границей аллохтонной и подвернутой частей структуры, по которой возможно разделить всю модель также на две одноименные части. Создание аллохтонной части структурной модели представляет собой достаточно простую задачу, так как в целом корреляция каменноугольно-нижнепермских отложений в нормальном залегании не вызывает затруднений.

Корреляция отложений, слагающих западное крутопадающее, на отдельных участках

подвернутое крыло Вуктыльской антиклинали, вызывает наибольшую трудность ввиду особенностей строения последнего. С высокой степенью достоверности описать эту область не представляется возможным. Поэтому данный блок в структурной модели представлен единым пластом без разделения на стратиграфические зоны, а напластование будет смоделировано как результат нарезки на слои на этапе формирования трехмерной сетки. Такой подход позволит создать единую структурную модель - «аллохтон - подвернутый блок», а также, естественно, с некоторой долей условности учесть особенности напластования как в аллохтонной, так и в подвернутой частях разреза. Спецификой построения такой структурной модели является представление плоскости основного нарушения в виде поверхности стратиграфического несогласия, а не дизьюн-ктива. Слои сетки нарезаются субпараллельно такой поверхности, что позволяет смоделировать подвернутую часть.

Поперечный разрез сетки (см. рис. 3б) показывает, что нарезка слоев сетки параллельно границам подвернутого блока в совокупности с вертикальным расположением пилларов дает как эффект продолжения пластов аллохтонной части в подвернутую, так и эффект «подворо-та» - распределение свойств в подвернутой части будет происходить корректно. А изменение геометрии ячеек в контактной к основному нарушению зоне характеризует высокую степень раздробленности и деформации естественного залегания пород.

Для обоснования геометрии сеток анализировались морфологическое строение залежей, толщин проницаемых пропластков и степень изученности бурением. Вуктыльская структура простирается практически строго в направлении с севера на юг, и возможно было бы использовать равномерное разбиение с постоянным шагом. Однако лучшее решение - неравномерное разбиение с ориентацией направления ячеек вдоль основного надвига практически параллельно оси простирания антиклинали. Такой подход обеспечит более точное моделирование ФЕС и повысит качество фильтрационных расчетов.

Для оптимизации размеров сетки ее возможно разделить на подсетки в соответствии с какими-либо критериями. В данном случае разбиение на подсетки осуществлялось в соответствии с выделенными объектами.

Основной элемент, применяемый при стохастическом моделировании, - это варио-граммный анализ, который служит для оценки пространственного соотношения исходных данных, их пространственной непрерывности [2]. В результате анализа получены результаты, в целом характерные для карбонатных пород со смешанным, сложным типом пористости. Уже на расстояниях свыше 1 км корреляция данных отсутствует в меридиональном направлении, и на расстоянии около 500 м - в широтном. Наблюдается латеральная анизотропия данных, связанная, по всей видимости, с тектоническими процессами. Вероятно, сжимающие напряжения, действующие в широтном направлении, привели к растрескиванию пород с образованием новых проницаемых областей, что отразилось на уменьшении практически в 2 раза радиусов корреляции: с 1000 м в меридиональном направлении до 500 м в широтном.

Разрез обладает значительной изменчивостью свойств. Необходимо учесть эту изменчивость и восстановить в пределах разреза статистическую картину распределения типов коллекторов. Полученный результат моделирования должен не только удовлетворять условию соответствия исходным данным в ячейках, секущихся скважинами, но и восстанавливать геолого-статистический разрез (ГСР) и гистограммы параметра литологии.

Моделирование трех типов коллекторов базировалось на следующих основных этапах. На первом этапе осуществлялось построение базовой модели «коллектор - неколлектор». На втором этапе в зоне «коллектор» моделировались типы коллектора. Такой подход позволил в достаточной степени восстановить исходные гистограммы параметров и точно описать закономерности, отраженные в ГСР объектов (рис. 4).

В табл. 3 для Вуктыльского НГКМ приведены основные подсчетные параметры и оценки структурно-защемленных объемов газа и ресурсов низкопоровых коллекторов на основе построенной трехмерной модели. С учетом запасов газа в бобриковских песчаниках расхождение извлекаемых запасов газа высокоемких коллекторов с первоначальными запасами, согласно государственному балансу, составило чуть более 0,5 %. На структурно защемленные объемы газа приходится примерно 30 млрд м3 газа, которые предположительно не вовлечены в разработку. Дополнительно

были проанализированы ретроспективные данные о величине запасов пластового газа, полученные в разные периоды геологоразведочных работ.

Начиная с 1971 г. запасы пластового газа неоднократно пересчитывались объемным методом исходя из пессимистического варианта. Авторы работ о подсчете запасов неоднократно отмечали, что запасы недооценены и составляют более 500 млрд м3. Однако разработка месторождения традиционными методами такую величину запасов газа не подтвердила, что привело к списанию с государственного баланса более 50 млрд м3 как не-подтвердившихся в результате пересчета запасов методом падения давления. Эта цифра соотносится с величиной защемленных объемов газа, определенных в результате моделирования. Данный факт может косвенно свидетельствовать о том, что существенное списание запасов вызвано не их завышением на ранних

стадиях разведки месторождения, а наличием значительной доли газа, которая не вовлекается в разработку, а следовательно, не может быть учтена при оценке запасов методом падения давления.

Основные объемы газа низкопоровых коллекторов (3-й тип) связаны с пермскими и московскими отложениями. Суммарные же ресурсы газа, приуроченные к этому типу коллекторов, составили дополнительно примерно 30 % от первоначальных запасов.

Таким образом, суммарная доля нетрадиционных ресурсов газа, которые потенциально могут быть извлечены из «Основной» залежи Вуктыльского НГКМ, составляет более трети первоначальных запасов, что само по себе соответствует по объему сухого газа открытию крупного газового месторождения. Однако доизвлечение таких объемов требует разработки и внедрения специальных технологий добычи УВ.

0

Р.э II пачка

Р,э I пачка

С2т

С1з2

С,з1

С1а1 + тИ + уп

Тип коллектора:^ I

□

Рис. 4. Сопоставление аллохтонной части ГСР, построенных по исходным данным (а)

и модели (б), по типам коллектора

Сводная таблица подсчетных параметров и ресурсов газа Вуктыльского НГКМ3

Таблица 3

Объект, возраст

Пластовое давление (Рш), МПа

начальное

конечное

Поправка начальных геологических запасов (ресурсов) пластового газа, (коэффициент)

я Л

£

на отклонения от закона Бойля -Мариотта

начальное Р

конечное

г

>>

о «

н

о

«

К В Л

Е? и

5 м

г

к

л й >-. и

й

Й и о и

.. 8

и и

а'

>>

& £

К

ь Ё

ев Ю

о «

а 2 § °

и Рн

Высоко емкие коллекторы

II, Р^Г; (I пачка) 600298 0,09 0,81 45327 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 14109(-) 13206(-) 0,029 378 12828

II, Р^ (II пачка) 698316 0,10 0,82 54404 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 16935(-) 15851(-) 0,033 522 15329

III, Р^ (I пачка) 289203 0,11 0,69 21961 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 6836 (-) 6399(-) 0,060 383 6016

III, Р^ 536860 0,10 0,67 36998 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 11517(-) 10780(-) 0,056 606 10174

IV, с3 709934 0,09 0,82 53395 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 16621 (-) 15557(-) 0,062 970 14587

IV, С2ш 6660997 0,10 0,85 589967 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 183645 (-) 171892 (-) 0,070 12073 159819

ус2ъ 1496166 0,10 0,74 114841 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 35748(-) 33460(-) 0,053 1779 31681

V, С^ 748263 0,10 0,73 55146 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 17166(-) 16067(-) 0,054 864 15203

VI, С^ 2382535 0,11 0,71 187921 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 58496(-) 54752 (-) 0,075 4118 50634

VI, С^+тЬ+та 895578 0,10 0,70 64542 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 20091(-) 18805(-) 0,073 1381 17424

Подвернутый блок 4695411 0,10 0,69 317800 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 98925(-) 92594 (-) 0,067 6185 86409

29257 420105

Низкопоровые коллекторы

II, Р^аг^ (I пачка) 1770930 0,05 0,68 56700 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(17650) -(16520) - - -

II, Р^ (II пачка) 2265328 0,04 0,65 62715 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(19522) -(18273) - - -

III, Р^ (I пачка) 603144 0,04 0,43 10860 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(3381) -(3164) - - -

III, Р^ 579526 0,05 0,45 11894 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(3702) -(3465) - - -

IV, с3 700924 0,04 0,56 17419 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(5422) -(5075) - - -

IV, С,т 3795001 0,05 0,58 101211 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(31505) -(29489) - - -

V,C2b 1056267 0,04 0,52 24541 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(7639) -(7150) - - -

V с1§2 1167127 0,04 0,51 25739 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(8012) -(7499) - - -

VI, С^ 1126277 0,05 0,47 25079 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(7807) -(7307) - - -

VI, С1а1+тЬ+уп 1469607 0,04 0,44 27982 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(8710) -(8153) - - -

Подвернутый блок 2603812 0,05 0,47 57485 36,1 0,1 0,877 0,967 1 0,936 -(17894) -(16749) - - -

Всего -(122844) - - -

См. ГОСТ Р 56676-2016. Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запаса газа и газового конденсата объемным методом. Основные технические требования

Список литературы

1. Дмитриевский А.Н. Увеличение ресурсного 2. Закревский К.Е. Геологическое 3D

потенциала газоконденсатных месторождений моделирование / К.Е. Закревский. - М.: ИПЦ

за счет высокомолекулярного сырья Маска, 2009. - 376 с.

(«матричной нефти») / А.Н. Дмитриевский,

Н.А. Скибицкая и др. // Фундаментальные

проблемы геологии и геохимии нефти и газа

и развития нефтегазового комплекса России. -

М.: ГЕОС, 2007. - С. 360-377.

Non-traditional hydrocarbon resources of Vuktyl oil-and-gas-condensate field

S.V. Yakovlev1*, N.P. Visheratina1

1 Gazprom VNIIGAZ LLC Ukhta Subsidiary, Bld. 1-a, Sevastopolskaya street, Ukhta, Komy Republic, 169330, Russian Federation E-mail: s.yakovlev@sng.gazprom.ru

Abstract. The Vuktyl oil-and-gas-condensate field is located in the central part of the Vuktyl region in the Komi Republic; it was opened in 1964 and in 1968 it was put into commercial operation. High degree of Vuktyl reserves depletion and absence of new hydrocarbon fields ready for development makes one intensify hydrocarbon recovery by components, and identify pinched volumes of gas which can contain residual hydrocarbons (HC).

A petrophysical structural model of reservoir hollow space was developed for different types of reservoirs; distribution of reservoirs with different porosity and permeability properties was determined including non-traditional reservoirs. On the basis of a constructed three-dimensional geological model resources of non-traditional HC were evaluated.

It was established that total share of non-traditional gas resources which potentially can be extracted from the P1-C deposit of Vuktyl field makes more than a third part of initial reserves, assumed by the State Balance. By volume of "dry" gas this value corresponds to opening of a giant gas field. But recovery of such gas amount requires development and introduction of special HC production technologies.

Keywords: Vuktyl oil-and-gas-condensate field, non-traditional resources, geological model, low-pore reservoirs, petrophysical model.

References

1. DMITRIYEVSKIY, A.N., N.A. SKIBITSKAYA et al. Increasing resource potential of gas-condensate fields due to high-polymeric raw materials ("matrix" oil) [Uvelicheniye resursnogo potentsiala gazokondensatnykh mestorozhdeniy za schet vysokomolekulyarnogo syrya ("matrichnoy" nefti)]. In: Fundamental issues of oil and gas geology and geochemistry and development of petroleum industry in Russia [Fundamentalnyye problem geologii i geokhimii nefti i gaza i razvitiya neftegazovogo kompleksa Rossii]. Moscow: Geos, 2007, pp. 360-377. (Russ.).

2. ZAKREVSKIY, K.Ye. Geological 3D simulating [Geologicheskoye 3D modelirovaniye]. Moscow: IPTs Maska, 2009. (Russ.).