Опыт построения геологических моделей визейских терригенных и башкирских карбонатных отложений

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

При 3D построениях учитывалась инклинометрия всего ствола скважины (с альтитудой, учитывающей правку, если она вводилась при обосновании геологического строения), загруженная с учетом смещения координат X и Y. Данные стратиграфических границ пластов и РИГИС для построения 3D геологической модели полностью соответствуют информации, принятой при обосновании геологической концепции моделируемых пластов.

Построение структурных моделей залежей

Структурная модель НовоАлександровского месторождения строилась на основании данных сейсморазведки и бурения скважин. Так для построения отложений башкирского яруса была использована карта отражающего горизонта ОГ-C2b, для построения структурных карт бобриковского и радаевского горизонтов использована карта отражающего горизонта ОГ пС1al.

По результатам бурения скважин №2-бис, 11 и 4 произошло уточнение структурных планов месторождения. Так, например, скважина 4 вскрыла башкирские отложения на 8м выше проектной глубины. По результатам сейсморазведочных работ Ново-Александровское месторождения представляет собой брахиантикли-нальную складку, выделяемую в пределах продуктивных отложений (рис. 1).

Рис. 1. Структурная карта по отражающему горизонту С2b и С1bb

Как видно из рисунка 1, в юго-западном направлении происходит раскрытие структуры за счет бурения скважины №4.

Сама по себе скважина №4 по результатам интерпретации ГИС вводит некоторую смуту в определение положения ВНК во всех продуктивных пластах. С одной стороны, это может быть связано с тектоникой, с другой - с принадлежностью к иной фациальной зоне. Тем не менее по сейсмическим разрезам наличие тектоники не прослеживается. По форме каратажных диаграмм также сомнительно отнести скважину №4 к другой фациальной зоне. В связи с этим было принято решение ввести поправку за искривление в размере +4 м, чтобы посадить скважину на ВНК бобри-ковского горизонта.

Прежде, чем приступить к моделированию коллектора и фильтрационноемкостных свойств продуктивных пластов, необходимо корректно перенести данные интерпретации ГИС на ячейки трехмерной геологической сетки. Для этого применяется процедура ремасштабирования.

В самую первую очередь ремасштаби-руется параметр, отвечающий за коллек-тор-неколлектор. Качество его ремасштабирования проверяется сопоставлением эффективных толщин по скважинам до (исходный ГИС) и после (ячейка модель).

Рис                                     до                                    ия

Рис. 3. Структурная модель Ново-Александровского месторождения Построение литологических моделей залежей и распределение ФЕС

При построении литологической модели использовалось многовариантное стохастическое моделирование. Параметр коллектор-неколлектор был восстановлен путем осреднения 10 стохастических реализаций коллектора.

Итогом построения модели распределения коллекторов стали фективных толщин прод

Для построения карт тенасыщенных толщин параметры межфлюидн пласту С2b определено положения контакта нефть-вода на абсолютной -2 496,6 м в районе скважин 10, 11, 2, 2-бис данная отметка определена по скважинам 10 и 11 и не противоречит насыщению скважин 2 и 2-бис.

Для бобриковских и радаевских отло-онтакта принято на (по кровле воды в м (по кровле воды в ственно.

22.00

21.00

20.00

Рис. 4. К                                            го яруса

Рис. 5. Карта                                        го горизонта

и ГИС и Модель

Рис. 6. Сопоставление доли распределения коллектора и неколлектора

Моделирование ФЕС

Моделирование распределения параметров пористости и нефтенасыщенности проводилось согласно данным интерпретации ГИС.

Параметр пористости распределялся стохастическим методом для внесения неоднородности по свойству.

Рис. 7. Профильный разрез поля параметра пористости на примере пластов бориковского и радаевского горизонтов

Рис. 8. Профильный разрез параметра нефтенасыщенности на примере бобриковского и радаевского горизонтов

Сопоставление подсчетных параметров и запасов нефти по трехмерной геологической модели с утвержденными начальными запасами показало, что расхождения не превышают ± 5%, что позволяет использовать данные модели для моделирования гидродинамических процессов при разработке месторождения.