В законтурных глубоких скважинах, находящихся за контуром газовой залежи, в интервале сеномана проводился сокращенный комплекс ГИС, интерпретация данных ГИС не проводилась, а интерпретация данных ГИС скважин, вскрывших ГВК, проведена исключительно по продуктивной части разреза.
В результате оказалось, что в разрезе законтурной части Западно-Таркосалинского месторождения геологических данных слишком мало и они могут быть смоделированы лишь со значительной долей условности. Внутри контура газоносности месторождения достаточно изученными можно назвать только верхние слои сеноманской толщи, вскрытые бурением, и лишь в наиболее приподнятой центральной части площади имеется сконцентрированный объем информации по строению более глубоких (100-120 м от кровли сеномана) слоев. Эти обстоятельства в немалой степени повлияли на полноту и качество литологической модели сеномана.
Высокие коэффициенты песчанистости в целом по сеноману сводят к минимуму наличие локальных зон замещения коллекторов по отдельным слоям. На линиях замещения и выклинивания слоев значения коэффициента песчанистости равны нулю.
Основным алгоритмом при построении сеток песчанистости, пористости и коэффициента анизотропии является метод Kriging пакета Z-Map plus.
Выходными данными при построении литологической модели сеномана являются двухмерные сетки пористости, песчанистости и коэффициента анизотропии по гидродинамическим слоям, примеры которых приведены на рисунках 2.6-2.11.
На рисунках 2.12 – 2.15 приведены схематичные разрезы литологической трехмерной модели сеномана Западно-Таркосалинского месторождения в меридиональном направлении с севера на юг с цветовой градацией, соответственно, рисунок 2.12 -песчанистости, рисунок 2.13 – пористости, рисунок 2.14 – проницаемости, рисунок 2.15 – коэффициента анизотропии проницаемости.
2.2.4 Построение модели насыщения залежи
Выходными данными при построении модели насыщения сеноманской толщи являются послойные сетки водонасыщенности, полученные расчетным путем
Между значениями пористости и проницаемости, рассчитанными по методике ЗапСибГеоНАЦ, существует тесная связь, выражаемая уравнением:
Кг=1.413 lnКп+2.2436 (2.6)
На рисунке 2.16 приведен схематичный разрез трехмерной модели насыщения сеноманской залежи Западно-Таркосалинского месторождения в меридиональном направлении с севера на юг с цветовой градацией коэффициента газонасыщенности.
2.3 Подсчет запасов углеводородов
При трехмерном геологическом моделировании проводится оценка запасов свободного газа сеноманской толщи двумя методами: двумерным и трехмерным. Оба метода используют обоснованную выше слоистую цифровую модель сеномана.
Трехмерная оценка запасов базируется на оценке порового газонасыщенного объема продуктивных коллекторов сеномана, полученного на основе адаптированной фильтрационной модели пакетом Eclipse.
Двухмерная (интегральная) оценка запасов свободного газа проведена традиционным объемным методом с использованием карты эффективных газонасыщенных толщин (рисунок 2.17, графическое приложение Ж), карты средневзвешенных значений пористости (рисунок 2.18) и карты средневзвешенных значений газонасыщенности (рисунок 2.19). Путем операций с данными сетками получена карта удельных (линейных) запасов свободного газа (рисунок 2.20). На всех этих картах не использованы эксплуатационные скважины, не вскрывшие ГВК залежи пласта ПК1.
В таблице 2.2 приведены подсчетные параметры и запасы свободного газа полученные по двухмерной оценке ООО «ТюменНИИгипрогаз», запасы, пересчитанные ЗапСибГеоНАЦ в 2000 г., и запасы, рассчитанные при создании цифровой гидродинамической модели и принятые для последующего проектирования разработки.
Запасы свободного газа, полученные на цифровой гидродинамической модели, незначительно отличаются от запасов, подсчитанных ЗапСибГеоНАЦ (на 3 % больше) (согласно таблице 2.2), что свидетельствует о корректности основных подходов при составлении трехмерной фильтрационной модели пласта ПК1.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.