ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ КУПЛИНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

В административном отношении Куплиновское месторождение расположено на территории Октябрьского района Пермского края в 29 км к юго-западу от п. Октябрьский. Краевой центр расположен в 180 км севернее месторождения.

В орографическом отношении территория района расположения Куплиновского месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину, наклоненную в западном направлении и являющуюся водоразделом рек Тюя и Сарса.

Геологическая модель месторождения

Объектом подсчета запасов на Куплиновского месторождении является пласт Мл радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Для объекта проведена геометризация внешней формы залежей и его внутренних свойств и построена трехмерная геологическая модель. Построение геологической модели выполнено в ПО Petrel 2018 согласно методическим рекомендациям.

Моделирование проводилось в следующей последовательности:

• подготовка и ввод исходных данных;
• структурное моделирование;
• построение 3D геологических сеток;
• осреднение скважинных данных;
• литологическое моделирование;
• определение средних значений подсчетных параметров.

Подготовка и ввод данных

Подготовленные цифровые массивы данных были проверены на наличие систематических ошибок и промахов и согласованы для создания непротиворечивой модели.

Структурное моделирование

Построение структурной модели условно можно разделить на этапы:

– выбор опорной поверхности;

– определение уровня ВНК (УПУ);

– коррекция абсолютных отметок пластопересечений на уровень ВНК (УПУ);

– выбор размера ячеек по осям XY;

– построение карт по кровле и подошве пластов с учетом скорректированных абсолютных отметок.

Для построения цифровой геологической модели месторождения были использованы следующие исходные данные:

– координаты скважин и их пластопересечений;

– инклинометрия скважин;

– банк геолого-геофизических данных по каждой скважине;

– абсолютные отметки залегания кровли и подошвы пластов, полученные при корреляции скважин;

– абсолютные отметки и толщины коллекторов, полученные при интерпретации материалов ГИС

Основной задачей данного этапа является построение структурного каркаса сеточной модели. Построения геологической кровли, геологической подошвы и подошвы эффективной части пласта Мл выполнялись методом схождения с использованием утвержденной структурной карты кровли эффективной части пласта Мл, скорректированной с учетом данных эксплуатационного бурения.

Для всех пластов поверхности моделировались с использованием сетки 25x25 м при расстоянии между скважинами 275-2500 м. Такой размер элементарной ячейки позволяет точно описать геометрию залежи и учесть особенности литологического замещения пород. При построении структурных поверхностей учитывалась также и согласованность залегания, т.е. отсутствие пересечений. Результаты структурного моделирования приведены на рисунке 1.

Рисунок 1 – Согласованная структурная модель месторождения

Построение 3D-сеток

Трехмерная сетка моделировалась с учетом коллекторов и непроницаемых перемычек с использованием сетки, повторяющей форму структурных поверхностей – «угловой точки» («corner point»). Расстояние между узлами ячеек по X и Y было принято равным 25х25 м.

Осреднение скважинных данных

После построения трехмерной сетки модели на нее были перенесены скважинные данные – ПГИС, т.е. проведено осреднение на сетку. Осреднение проводилось по следующим параметрам: коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, литология (Таблица 1).

Таблица 1

Статистика по осреднению скважинных данных на геологическую сетку

Пласт	Параметр	Данные	%	Минимум	Среднее	Максимум
1	2	3	4	5	6	7
Мл	Литология, м (толщина коллектора)	осред	22,71	0,88	2,62	5,95
		ориг	23,23	0,26	2,34	5,97
	Пористость, д,ед,	осред		0,16	0,18	0,22
		ориг		0,16	0,18	0,22
	Нефтенасыщенность, д,ед,	осред		0,80	0,85	0,89
		ориг		0,80	0,85	0,89

Литологическое моделирование

Этап литологического моделирования заключался в распределении пород на сетку модели. Моделирование литологии месторождения проводилось разбивкой на «коллектор-неколлектор», при этом использовался метод Truncated Gaussian simulation. Каждой ячейке дискретной сетки литологического куба присваивалось значение: 1 – коллектор,
0 – неколлектор. Гистограмма распределения доли коллектора приведена на рисунке 2. Разрез куба литологии приведены на рисунке 3.

Рисунок 2 – Сопоставление распределения доли коллектора пласта Мл

Рисунок 3 – Разрез куба литологии пласта Мл

Подсчет начальных геологических запасов УВС

Подсчет начальных геологических запасов нефти осуществлялся объемным методом.

НГЗ=ОНП*К_п*К_н*ПН*ПК,

где ОНП – объем нефтенасыщенных пород;

К_п – коэффициент пористости;

К_н – коэффициент нефтенасыщенности;

ПН – плотность нефти;

ПК – пересчетный коэффициент.

Таблица 2

Получившиеся подсчетные параметры

Параметр	Ед. изм.	3Д-ГМ
Пласт Мл (район скважины № 7)
Начальные геологические запасы нефти	тыс. т.	448
Объем нефтенасыщенных пород	тыс. м3	4220
Площадь нефтеносности	тыс. м2	1560
Ср. эфф. нефтенасыщенная толщина	м	2.7
К-т. пористости	д. ед.	0.18
К-т. нефтенасыщенности	д. ед.	0.86
Пласт Мл (район скважины № 17)
Начальные геологические запасы нефти	тыс. т.	202
Объем нефтенасыщенных пород	тыс. м3	1629
Площадь нефтеносности	тыс. м2	1608
Ср. эфф. нефтенасыщенная толщина	м	1.0
К-т. пористости	д. ед.	0.18
К-т. нефтенасыщенности	д. ед.	0.86