ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ МАЛЕНЬКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение

В административном отношении Маленькое месторождение расположено в центральной части Удмуртской Республики в 40 км западнее г. Ижевск

В орографическом отношении месторождение находится на стыке Центрально-Удмуртской низменности и Можгинской возвышенности. Территория района представляет собой сильно расчлененную возвышенность. Абсолютные отметки рельефа меняются от +220 м на водоразделах и до +110 м в долинах рек.

Рельеф местности сформирован эрозионной деятельностью постоянных и временных проточных вод. Разница высот составляет 110 м.

Геологическая модель месторождения

Объектом подсчета запасов на Маленьком месторождении является пласт Д0 тиманского горизонта франского яруса верхнего девона. 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[1].

Моделирование проводилось в следующей последовательности:

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

Структурное моделирование

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;
• сейсмические структурные поверхности по ОГ.

Основной задачей данного этапа является построение структурного каркаса сеточной модели. Структурный каркас геологической модели строился с использованием опорной сейсмической поверхности ОГ III, с учетом данных поисково-разведочного и эксплуатационного бурения. Геологические кровля и подошва пласта строилась с учетом опорной поверхности методом схождения с учетом всего фонда скважин.

Размер элементарной ячейки геологической модели по латерали и вертикали выбирался с учетом размеров залежи, неоднородности свойств и расстояния между скважинами и был принят равным 25×25 м. Такой размер элементарной ячейки позволяет точно описать геометрию залежи. При построении структурных поверхностей учитывалась также и согласованность залегания, то есть отсутствие пересечений.

В процессе работ был принят следующее значение ВНК, представленное в таблице 1.

Таблица 1

Принятый уровень ВНК (УВНК)

Пласт (залежь)	ВНК/УПУ
Д0 (район скважины № 938)	-1681,2
Д0 (район скважины № 1231)	-1686,6

Построение 3D-сеток

Трехмерная сетка моделировалась с помощью Vector field method (он использует FloGrid алгоритм для I/J распределения). Расстояние между узлами ячеек по X и Y было принято равным 25×25 м. Была построена сетка с постоянной величиной по Z равной 0,1 м. Величина шага выбрана с учетом шага методов ГИС.

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 2).

Таблица 2

Статистика по осреднению скважинных данных на геологическую сетку

Пласт	Параметр	Данные	%	Мин.	Сред.	Макс.
Д0	Литология, м (толщина коллектора)	осредненные	75.3	0,50	2,71	6,44
		оригинальные	75.3	0,50	2,71	6,44
	Пористость, д.ед.	осредненные		0,18	0,21	0,22
		оригинальные		0,18	0,21	0,22
	Нефтенасыщенность, д.ед.	осредненные		0,69	0,76	0,82
		оригинальные		0,69	0,76	0,82

Литологическое и петрофизическое 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.

Распределение коэффициентов пористости проводилось по полученному кубу коллектора при помощи Petrophysical modeling. Исходной информацией для моделирования пористости по всем пластам явились кривые результатов интерпретации ГИС по скважинам, осредненные на ячейки. Вне коллекторов пористости было присвоено нулевое значение. Выходные данные ограничивались по максимальным и минимальным значениям параметра в скважинах

Моделирование нефтенасыщенности до уровней ВНК проводилось только в коллекторах, в границах нефтеносного контура, в пределах каждой залежи отдельно. Моделирование было выполнено с помощью Petrophysical modeling.

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 3

Получившиеся подсчетные параметры

Параметр	Ед. изм.	3Д-ГМ
Пласт Д0 (район скважины № 939)
Начальные геологические запасы нефти	тыс. т.	208
Объем нефтенасыщенных пород	тыс. м3	1155
Площадь нефтеносности	тыс. м2	463
Ср. эфф. нефтенасыщенная толщина	м	2.5
К-т. пористости	д. ед.	0.217
К-т. нефтенасыщенности	д. ед.	0.8
Пласт Д0 (район скважины № 1231)
Начальные геологические запасы нефти	тыс. т.	770
Объем нефтенасыщенных пород	тыс. м3	6251
Площадь нефтеносности	тыс. м2	2405
Ср. эфф. нефтенасыщенная толщина	м	2.6
К-т. пористости	д. ед.	0.201
К-т. нефтенасыщенности	д. ед.	0.713