Геологическое моделирование нефтегазоконденсатных залежей в терригенных коллекторах ванаварской свиты вендского комплекса

Пайгинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1987 г, разрабатывается с 1992 года. В пределах месторождения выделено шесть залежей УВ, приуроченных к трем продуктивным песчаным пластам ванаварской свиты вендского комплекса: BH-I, BH-II и BH-II-V.

Региональной покрышкой служат алевролито-глинистые породы, расположенные в кровле ванаварской свиты толщиной 310 м в сочетании с доломитовоангидритовой толщей (3-10 м) низов оско-бинской свиты.

Пайгинское месторождение разбито тектоническими нарушениями на два гидродинамически изолированных блока (центральный и восточный), с которыми связаны самостоятельные залежи УВС с разными флюидальными контактами.

Важнейшим аспектом создания геологотехнологической модели (ГТМ) является заключение о полноте, достаточности и представительности исходных данных, базирующееся на характеристике изученности рассматриваемого месторождения.

Модели построены с использованием программ Petrel и Eclipse. В качестве исходных данных были использованы структурные карты пластов ВН-I, ВН-II и ВН-III-V приложенные к оперативному подсчету запасов Пайгинского месторождения от 2007 г. Карты были в формате приложения CorelDraw. С карт были сняты положения контуров залежей, разломы, изогипсы, а также положения забоев скважин. Скважины в модели условно приняты вертикальными.

Результаты интерпретации ГИС были переданы для 15 скважин. В таблице интерпретации присутствовали данные относительно отбивок пластов ВН-I, ВН-II и ВН III-V, значения эффективных толщин, эффективных газонасыщенных и нефтенасыщенных толщин.

Структурные построения

Основой для структурных построений послужили оцифрованные с карт изогипсы и результаты интерпретации ГИС (рис. 1).

Рис. 1. Изогипсы поверхности кровли пласта ВН-I

Кровли пластов строились методом ConvergentInterpolation, с последующей посадкой на скважинные отметки. Затем были построены карты эффективных толщин пластов. Поверхности подошв пластов получены путем прибавления карт эффективных толщин к кровлям. Такой подход к структурным построениям обусловлен ограниченностью исходных данных. Таким образом получены условные поверхности подошв пласта. Пласты в структурной модели представлены условными интервалами, учитывающими только толщину коллектора.

При построении структурных поверхностей было учтено наличие тектонических нарушений. Амплитуда разломов бы- ла взята с исходных карт. Разломы приняты вертикальными. Модель тектонических нарушений приведена на рисунке 2.

Полученные поверхности, а также модель разломов использованы для построения структурного каркаса модели месторождения. При этом разломы использовались в качестве элементов границ модели с целью оптимизации ее размеров. Структурный каркас модели приведен на рисунке 3.

Далее интервалы пластов были разбиты на слои. Разбиение выполнено пропорционально, таким образом в плане в каждой точке пласта насчитывается одинаковое количество слоев.

Рис. 2. Модель тектонических нарушений

Рис. 3. Структурный каркас модели

Построение моделей фильтрационноемкостных свойств пластов

Коэффициент песчанистости принят равным 1. В кубах коэффициента песчани- стости учтены зоны замещения коллектора в пластах ВН-I и ВН-II. Полученный куб приведен на рисунке 4. Синим цветом обозначены зоны замещения коллектора.

Рис. 4. Распределение коэффициента песчанистости в пласте ВH-II

Кубы пористости проницаемости приняты константами, по причине отсутствия необходимого количества исходных данных. Аналогичным образом получены ку- бы начальной нефтенасыщенности и газо-насыщенности (рис. 6, 7, 8). Куб пористости для пласта ВH-II приведен на рисунке 5.

Рис. 5. Куб пористости пласта ВH-II

Рис. 6. Распределение насыщенности в модели пласта ВH-I

Рис. 7. Распределение насыщенности в модели пласта ВH-II

Рис. 8. Распределение насыщенности в модели пласта ВH-III-V

На основе построенной модели выпол-   ли с принятыми значениями приведено в нен расчет запасов нефти в пластах место- таблице 1.

рождения. Сопоставление запасов в моде-

Таблица 1. Сопоставление начальных геологических запасов нефти

пласт, сектор	ПЗ	ГМ
Вн-1, центр	2837	2834	-0.1
Вн-1, восток	1633	1603	-1.8
Вн-2, центр	7215	7098	-1.6
Вн-2, восток	13029	12658	-2.8
Вн-3-5, восток	2081	2120	1.9