ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

ПАСПОРТ

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

по J2V пласту отложений средней юры

месторождения Белозерского

(укажите название)

ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»

(укажите название организации)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru  

Руководитель направления: Ф.И.О.____Нелепов М.В. (подпись) _____________________

Отв. исполнитель модели: Ф.И.О. ____Луценко О.О. (подпись) _____________________

Проектный документ: __ Дополнение к технологическому проекту разработки Белозерского нефтяного месторождения

(укажите название ПТД, в рамках которого выполняется работа)

Объект(ы) разработки: средняя юра

(укажите объект(ы))

Пласт(ы):J2V

(укажите пласт (ы))

Этап: 2 Создание/уточнение цифровой модели

(укажите название этапа)

Сроки выполнения

по календарному плану:с «_01__» ___04___ 2017г. по «_31_» ___05__ 2017 г.

по факту:с «_01__» ___04___ 2017г. по «_31_» ___05__ 2017 г.

Исполнители: (укажите ФИО исполнителя по этапу и контактную информацию: e-mail, тел.)

Сейсмика ______Аксакалова Ю.С.____________________

Петрофизика ______Чумичева А. А. ___________________

Геология ______Луценко О.О._______________________

Формат предоставляемых данных:_______ Petrel_____________________

(укажите название ПО, в котором выполнено построение модели)

Таблица водонефтяных контактов

Пласт Блок Принятый ВНК в модели, а.о. м Диапазон изменения ВНК, +м Принятый ГВК в работе, а.о. м Диапазон изменения ГНК (ГВК), +м
J2V - -3419 - - -

Контакты, утвержденные в предыдущем ПЗ

Пласт Блок ВНК, а.о. м Диапазон изменения ВНК, +м ГВК а.о. м Диапазон изменения ГНК (ГВК), +м
J2V - -3411 - - -

Параметры модели

Размеры модели, км х км 8,7 x 7,6
Размеры сетки:(по горизонтали *) х по вертикали **) ) 50 х 50
Максимальная мощность прослоя 0,5 м
Размеры сетки разбуривания скважин 500 м х 500 м
Количество ячеек:  
X
Y
Z
общее

Этап 1. Концептуальная модель

1.1. Концептуальная модель Исполнители:

Геолог Луценко О.О.

Концептуальная модель

В тектоническом отношении Белозерское месторождение расположено в пределах Кумского прогиба (тектонический элемент II порядка), входящим в состав Прикумской системы поднятий (тектонический элемент I порядка). На востоке Кумский прогиб ограничен Озек-Суатским поднятием, на западе - Петропавловским. На севере прогиб открывается в Арзгирский прогиб, входящий в зону Мынычских прогибов.

Прикумское поднятие представляет собой сложную систему тектонических элементов с различной морфологией, ориентировкой и амплитудой. Прикумская система отчетливо выделяется по поверхностям отражающих горизонтов мезозойского возраста, а по майкопским отложениям ей соответствует моноклиналь. По кровле фундамента Прикумская система поднятий имеет ступенчатое строение с погружением на восток-юго-восток от 3000 до 6000 м. В этом же направлении увеличиваются толщины всех отложений, что указывает на общую унаследованность развития структурных комплексов. Геологическое строение осложнено широким развитием разломов в Прикумской системе поднятий, но на Белозерском месторождении по данным сейсмических исследований, тектонические нарушения не были выявлены.

Юрский нефтегазоносный комплекс характеризуется широкой площадью распространения и залегает трансгрессивно на породах фундамента или отложениях пермо-триаса. Комплекс представлен терригенными породами. Изучаемый район находится в зоне регионального выклинивания юрских отложений, поэтому нефтегазоносность пластов ограничена вследствие литологической изменчивости пластов и размыва горизонтов. В пределах юрского комплекса выделяют аргиллито-алевролитовые зурмунтинские слои и песчано-алевролитовые горизонты V, VI, VII. Региональный флюидоупор из-за сильной эрозии здесь отсутствует, но развиты зональные глинисто-аргиллитовые прослои, контролирующие размещение залежей.

На Белозерском месторождении промышленная нефтеносность юрского комплекса установлена в V пласте средней юры, прослеживающегося в пределах всей Белозерской площади и представленного в основном песчаниками с подчиненными прослоями алевролитов.

В пределах Белозерского месторождения в этом пласте была выявлена нефтяная залежь в районе скв. 1, 41, 48. Нефтяная залежь пластовая сводовая, полностью подстилается водой. Контур залежи горизонтальный, а.о. -3419 м. Размеры залежи 1 х 0,97 км.

1.2. Краткое описание концептуальной модели



Параметр Описание
Возраст отложений J2V
Тип коллектора поровый
Обстановка осадконакопления морские
Основные направления транспортировки обломочного материала Регионально прослеживающиеся в пределах Восточного Ставрополья
Особенности данной обстановки осадконакопления (морфология распространения песчаных тел) Песчаники  
Основные генетические типы отложений  
    Размеры песчаных тел по отложениям-аналогам:  
песчаник: длина х ширина, м  
На основании каких данных выделена обстановка (предыдущие исследования с указанием ссылок, собственный фациальный анализ). Литературные источники. "Подсчет запасов нефти и растворенного газа и сопутствующих компонентов Белозерского месторождения Ставропольского края", 2007 г.

1.3. Схема расположения профилей разреза

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

1.4. Схема корреляции скважин по линии 1-1’

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

1.5. Схема корреляции скважин по линии 2-2’

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

1.6. Описание корреляции

Заполните таблицу

  Название репера Название геологических границ
J2-V_top J2-V_top J2-V_base  
Методы ГИС, по которым проводилась корреляция PS   PS PS  
Характеристика по ГИС          

1.7. Степень надежности корреляции

Заполните таблицу (укажите да/нет)

Степень надежности корреляции Название репера Название геологических границ
      J2-V_top J2-V_base  
Однозначная            
Уверенная       + +  
Условная            

1.8. Фациальный анализ нет

Заполните таблицу в случае выполнения фациального анализа (укажите да/нет)

Использование сейсмических данных -
Использование данных керна, шлифов и т.д. -
Использование методов ГИС -

1.9. Схематическое представление залежи

Схематический рисунок Укажите тип залежи:
ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru
 

Залежь J2V пластовая, сводовая, полностью подстилается водой
Укажите вид экранирования:
-

Пласт J2V

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.5 Структурная карта по кровле коллектора пласта из куба литологии/NTG

reservoir top map for Hor_Lito_2015_red

(укажите название)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.6 Структурная карта по подошве коллектора пласта из куба литологии/NTG

reservoir base map for Hor_Lito_2015

(укажите название)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.7 Карта эффективной мощности коллектора пласта из куба литологии/NTG

net map for NTG1

(укажите название)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.8. Схематический разрез по линии 1-1’ из куба литологии

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.9. Схематический разрез по линии 2-2’ из куба литологии

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

3.10. Выполните анализ связанности коллектора и ее соответствие концептуальной модели

Отложения Среднее значение песчанистости,% 1- 20 21- 40 41- 60 61- 80 81- 100
Континентальные Связанность коллектора, % до 30 25-45 40-55 50-65 >60
Морские до 40 35-55 50-70 65-80 >75
Прибрежно-морские до 60 55-70 65-75 70-80 >80
Пласт Отложения Связанность коллектора,% Среднее значение песчанистости,% Соответствие таблице из п.3.10 (да/нет)
J2V морские 37 39 да

3.11. Проведите сравнение коэффициента расчлененности по кубу и скважинам

Заполните таблицу:

Пласт по скважинам по кубу Расхождение К расчл. между скважинами и 3Д, % (3Д – скв.) *100 скв.
J2V 6,0 6,1 -1,6

3.13. Карта нефтенасыщенных толщин

h_eff_neft

(укажите название)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

Этап 4. Моделирование ФЕС

Исполнители:

Геолог: Луценко О.О.

Геофизик: Чумичева А.А.

4.1. Прогнозная карта коэффициента пористости пласта __нет__ по результатам сейсмической интерпретации(укажите название)

4.2. Карта-тренд распределения коэффициента пористости коллектора ___нет______

(укажите название)

4.3. Параметры моделирования пористости

Заполните таблицу:

Литотип Пласт Радиус корреляции Угол Тип Наггет-эффект
Литотип 1 J2V Gaussian 0,2
     
     
Литотип 0 Assign Values: constant =0

4.4 Куб пористости

- выберите метод моделирования

Алгоритм моделирования Обоснование выбора алгоритма
Sequential Gaussian Simulation да
Kriging -
Moving Average -
Другое -

Заполните таблицу:

Параметры, используемые при построении куба пористости Укажите да/нет
Прогнозная карта Кп по сейсмическим данным -
Карта-тренд Кп нет
Параметры вариограммы да
 

Заполните таблицу:

  Граничное значение Кп, доли ед. Кп по ГИС, д.ед. Кп по 3Д, д.ед. Расхождение среднего значения Кп по скважинам и 3Д, % (3Д – скв.) *100 скв. Причины расхождения
мин. макс. мин. макс. среднее мин. макс. среднее
J2V1 0.11 - 0.11 0.193 0.143 0.11 0.193 0.141 -1,4  

4.5. Карта пористости пласта

average map for Kp

(укажите название)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

4.6. Схематический разрез по линии 1-1 из куба пористости

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

4.7 Схематический разрез по линии 2-2 из куба пористости

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

4.8. Карта нефтенасыщенности пласта _____нет ________из куба насыщенности

(укажите название)

Заполните таблицу по использованному параметру:

Параметр Зависимость Граничное значение Значение Кно для куба Кн
К_нефтенас, д.е. (по модели переходной зоны)      
К_нефтенас, д.е. (по J-функции)      
К_нефтенас, д.е. по скважинам   0.3  

Заполните таблицу:

  Граничное значение Кneft, доли ед. Кпeft по ГИС, д.ед. Кпeft по 3Д, д.ед. Расхождение среднего значения Кп по скважинам и 3Д, % (3Д – скв.) *100 скв. Причины расхождения
мин. макс. мин. макс. среднее мин. макс. среднее
J2V 0.3 - 0.304 0.588 0.44 0.304 0.588 0.43 -2,2  

4.10. Схематический разрез по линии 1-1’ из куба нефтенасыщенности/газонасыщенности

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

4.11. Схематический разрез по линии 2-2 из куба нефтенасыщенности/газонасыщенности

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru

4.12. Куб проницаемости Kpеrm

Заполните таблицу:

Свойство Петрофизическая зависимость Кпр = f (Кп) Граничное значение,мД 3Д, мД
К_проницаемости, мД Kperm=Exp((PORO_smooth_2_2_1-0.11)/0.023) мин. макс. мин. макс. средн.
 

Этап 5. Оценка запасов УВ

Исполнители:

Геолог Луценко О.О.

5.1. Запасы нефти

Заполните таблицу:

  Пласт Площадь нефтено- сности Средняя нефтенасы- щенная толщина Объем нефтенасы- щенных пород Коэффициенты Плот- ность нефти *) Начальные геологиче- ские запасы нефти
Открытой порис- тости Нефтена- сыщен- ности Пересче- тный *)
тыс. м2 м тыс. м3 д.ед. д.ед. д.ед. г/см3 тыс.т
Утверж- денные запасы J2V   3,02 0,13 0,43 0,671 0,831
Геологи-ческая 3Д модель 3,02 0,13 0,43
% расхо-ждения **)   0% 0% 0% 0% 0%     0%

*) Свойства нефти берутся у специалиста по ФХС

**) % расхождения = 100*(Параметр по ЗД модели – Утвержденный параметр)/Утвержденный параметр

ПАСПОРТ

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

по J2V пласту отложений средней юры

месторождения Белозерского

(укажите название)

ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»

(укажите название организации)

ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ - student2.ru  

Руководитель направления: Ф.И.О.____Нелепов М.В. (подпись) _____________________

Отв. исполнитель модели: Ф.И.О. ____Луценко О.О. (подпись) _____________________

Проектный документ: __ Дополнение к технологическому проекту разработки Белозерского нефтяного месторождения

(укажите название ПТД, в рамках которого выполняется работа)

Объект(ы) разработки: средняя юра

(укажите объект(ы))

Пласт(ы):J2V

(укажите пласт (ы))

Этап: 2 Создание/уточнение цифровой модели

(укажите название этапа)

Сроки выполнения

по календарному плану:с «_01__» ___04___ 2017г. по «_31_» ___05__ 2017 г.

по факту:с «_01__» ___04___ 2017г. по «_31_» ___05__ 2017 г.

Исполнители: (укажите ФИО исполнителя по этапу и контактную информацию: e-mail, тел.)

Сейсмика ______Аксакалова Ю.С.____________________

Петрофизика ______Чумичева А. А. ___________________

Геология ______Луценко О.О._______________________

Формат предоставляемых данных:_______ Petrel_____________________

(укажите название ПО, в котором выполнено построение модели)

Наши рекомендации