Уточнение блочных моделей геологического строения залежей пластов ТП10-ТП15 Малыгинского месторождения в связи с подсчётом запасов

Западно-Тамбейское    нефтегазоконденсатное    месторождение расположено в северо-восточной части полуострова Ямал, в пределах Ямальского административного района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение открыто в 1984 г. по результатам бурения и испытания поисковой скважины № 30, которая установила продуктивность нижнемеловых отложений. Разведочное бурение в пределах Западно-Тамбейского лицензионного участка осуществлялось на меловые отложения в период с 1986 по 1993 гг. [1]

За это время в разрезе месторождения открыто и поставлено на Государственный баланс 32 залежи газа, конденсата и нефти. По состоянию на 01.01.2015 в разрезе месторождения открыто и поставлено на Государственный баланс 33 залежи газа, конденсата и нефти. Целью данной работы является обоснование блочных моделей залежей пластов ТП10-15.

Положение межфлюидальных контактов указывает на то, что залежи пластов танопчинской свиты ТП10-15, принадлежащие к одному пласту, гидродинамически разобщены. При оперативном подсчёте запасов в 80-90е годы специалисты Главтюменгеологии в модели залежей вводили «тропы геологов» (узкие зоны глинизации, не подтверждённые скважинными данными. В настоящее время на месторождении проведены сейсморазведочные работы МОГТ 3Д [2]. По данным этих работ видно, что в разрезе танопчинской свиты выделяются вертикальные тектонические нарушения.

Эти тектонические нарушения предопределяют разобщенность залежей отдельных пластов в различных тектонических блоках.

Принятые тектонические нарушения, которые представляют собой центральные линии дизъюнктивно-трещинных зон (ДТЗ), выделены на основе сейсмических данных по флексурным перегибам осей синфазности и разграничивают зоны с различной энергией волнового поля в отдельных временных интервалах.). Блочная модель, принятая для нижней части танопчинской свиты (пласты ТП9 - ТП22) включает (рисунок 1):

• -    одно меридиональное тектоническое нарушение северного простирания, изолирующая роль которого не проявляется на рассматриваемых пластах (ТН-1);

• -    одно тектоническое нарушение северо-западного простирания, проявляющее себя как флюиодоупор на пластах от ТП 9 ¹ до БЯ 1 ₃ (ТН-2);

• -    два тектонических нарушения (ТН-3, ТН-4). северо-восточного простирания, проявляющих себя как флюиодоупоры на пластах от ТП₉¹ до БЯ 13 .

Рис. 1 Схема расположения тектонических нарушений, экранирующих залежи пластов ТП9 - ТП22

Экранирующие свойства тектонических нарушений ТН-2, ТН-3, ТН-4 подтверждаются данными бурения. Несоответствие уровней флюидных контактов в скважинах, расположенных по разные стороны тектонических нарушений ТН-2, ТН-3, ТН-4, могут достигать 50 и более метров. При этом такие несоответствия имеют место во всём диапазоне пластов от ТП 10 до ТП 22 .

Экранирующие свойства субмеридинального тектонического нарушения ТН-1 не могут быть подтверждены результатами испытаний скважин, так как оно находится за пределами, практически, всех рассматриваемых залежей. По этим залежам оно принято изолирующим исходя из того, что оно более уверенно выделяется по сейсмическим данным, чем остальные и, следовательно, более уверенно можно говорить о его флюидоупорных свойствах.

Для некоторых залежей, находящихся по разные стороны тектонических нарушений флюидальные контакты могут находиться на одном гипсометрическом уровне. Это вовсе не говорит об отсутствии экранирующих свойств соответствующих тектоничесих нарушений, так как есть примеры одинаковых уровней ГВК и ВНК в таких залежах. В частности, в пласте ТП 14 нефтяная залежь в районе скв. № 118 имеет ВНК, уровень которого равен уровню ГВК в соседней залежи (район скв. №№ 34, 36)

Подтверждение по данным бурения экранирующих свойств тектонических нарушений во всех пластах выполнить не удалось. Причинами этого послужили как недостаточный комплекс ГИС, малое количество пробуренных скважин, так и сложное геологическое строение отложений танопчинской свиты. В первую очередь это высокая литологическая неоднородность отложений танопчинской свиты, препятствующая однозначному определению положения ГВК в некоторых скважинах.

Результаты анализа схем обоснования контактов рассматриваемых пластов приведены в таблице. (Табл.1).

. В первую очередь это высокая литологическая неоднородность отложений танопчинской свиты, препятствующая однозначному определению положения ГВК в некоторых скважинах.

Таблица 1

Обоснование экранирующих свойств тектонических нарушений ТН-2, ТН-3, ТН-4 по результатам испытания пластов и данным ГИС

В соответствии с обоснованными подсчетными параметрами и принятыми категориями произведена оценка запасов свободного газа, конденсата, нефти и растворенного газа по пластам Западно-Тамбейского месторождения. Сопоставление подсчитанных запасов с числящимися на государственном балансе полезных ископаемых Российской Федерации

Необходимо сказать, что площади и конфигурация всех рассматриваемых в работе подсчетных объектов изменились по сравнению с числящимися на балансе в результате изменения структурных планов вследствие учета результатов интерпретации данных сейсморазведочных работ МОГТ 3Д, проведенных после утверждения результатов последних пересчетов их запасов УВ разных лет. Использование данных бурения новых скважин в значительной мере повлияло на подсчетные параметры. Здесь следует особо отметить, что комплексная переинтерпретации данных ГИС по скважинам Западно-Тамбейского месторождения позволила уточнить средневзвешенные коэффициенты пористости и газонасыщенности, а также средние значения газонасыщенных толщин залежей.

Запасы сухого газа по рассмотренным в отчете пластам по категории C1 увеличились на плюс 527% по категории C2 – на плюс 215%. Запасы конденсата категории C1    (геол./извл.) выросли на плюс 480%/плюс 415%), по категории C2 – на плюс 200 %/плюс 200 %), Запасы нефти по рассмотренным в отчете пластам по категории C1 увеличились на плюс 32 %/плюс 32 %, по категории C2 – возросли на плюс 100 %/плюс 100.

Запасы растворенного газа по рассмотренным в работе пластам по категории C 1 (геол./извл.) возросли на плюс 32 %,а извлекаемые запасы растворённого газа уменьшились на минус 25 %, по категории C₂ возросли на (плюс 100 %/плюс 100 %) Увеличение запасов связано с увеличением площади и объёма залежей, вследствие переинтерпертации данных ГИС и новой геологической модели залежей (корреляции)..