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)