ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
ПАСПОРТ
ГЕОЛОГО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
по J2V пласту отложений средней юры
месторождения Белозерского
(укажите название)
ООО «НК «Роснефть» - НТЦ»
(укажите название организации)
  |
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
1.4. Схема корреляции скважин по линии 1-1’
1.5. Схема корреляции скважин по линии 2-2’
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: | ||
| Залежь J2V пластовая, сводовая, полностью подстилается водой | ||
| Укажите вид экранирования: | |||
| - |
Пласт J2V
3.5 Структурная карта по кровле коллектора пласта из куба литологии/NTG
reservoir top map for Hor_Lito_2015_red
(укажите название)
3.6 Структурная карта по подошве коллектора пласта из куба литологии/NTG
reservoir base map for Hor_Lito_2015
(укажите название)
3.7 Карта эффективной мощности коллектора пласта из куба литологии/NTG
net map for NTG1
(укажите название)
3.8. Схематический разрез по линии 1-1’ из куба литологии
3.9. Схематический разрез по линии 2-2’ из куба литологии
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)
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)
4.6. Схематический разрез по линии 1-1 из куба пористости
4.7 Схематический разрез по линии 2-2 из куба пористости
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
4.11. Схематический разрез по линии 2-2 из куба нефтенасыщенности/газонасыщенности
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)
| |
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)