Построение 3D геологической модели пласта Ю1 Верхнепурпейского месторождения

1.

Построение 3D геологической
модели пласта Ю1
Верхнепурпейского
месторождения
2025
1

2.

Цели и задачи работы:
1.
Проанализировать материалы интерпретации 3d сейсмической съёмки, уточнить положение структурных поверхностей пласта Ю1, уточнить возможность
использования результатов атрибутного анализа в трехмерных построениях. Определить риски и неопределенности структурной модели.
2.
Сформировать концептуальную модель формирования и строения пласта Ю1, спрогнозировать зоны глинизации пласта, определить риски
распространения коллектора в межскважинном пространстве, уточнить интерпретацию коллектора в скважинах.
3.
Уточнить положение газо-жидкостных контактов, определить риски и неопределенности уровней ВНК и ГНК, скорректировать контуры распространения
залежей.
4.
Проанализировать петрофизические зависимости для пласта Ю1 по данным скважины 2R, выбрать петрофизическую основу.
5.
На основании построенной 3d геологической модели определить риски бурения горизонтальных скважин на горизонт Ю1
2

3.

Геолого-геофизическая изученность
Ю1_1
Ю1_2
Интервал испытания
Испытания
МОГТ-3Д
33
ФБР
Керн отобран в 4 скважинах. По данным керна запах УВ отмечается в
скважине 2R. Остальные – старые скважины, нет информации о признаках УВ.
Скважина
Объект
испытания
Дата начала
испытания
2р
69р
69р
91р
92р
92р
97р
114р
118р
118р
119р
202р
202р
251р
253п
255п
257п
258п
258п
Ю1-2
Ю1-2
Ю1-1
Ю1-1
Ю1-2
Ю1-1
Ю0 и Ю1-2
Ю1-2
Ю1-2
Ю1-1
Ю1-1
Ю1-2
Ю1-1
Ю1-2
Ю1-2 +Ю1-1
Ю1-1
Ю1-2
Ю1-2
Ю1-1
05.04.2020
16.04.1989
16.05.1989
21.06.1991
17.05.1992
01.07.1992
04.04.1992
23.03.1992
17.10.1995
01.12.1995
26.03.1996
10.10.1991
12.12.1991
02.07.1994
26.08.2000
17.09.1999
15.04.2000
19.02.2002
28.02.2002
Кровля, м Подошва, м
3013.5
3007
2990
2935
3034
3017
2994
3050
2974
2955
3031
3008
2986
2939
2983
3022
3055
3001
2982
3021
3016
2994
2939
3039
3019
3035
3057
2976.5
2961
3034
3010
2991
2940.5
2987
3027
3060
3006
2987
Q жидкости, Q нефти,
м3/сут
м3/сут
96
67.2
22.8
81.8
81,8
0,2
0,97
Q воды,
м3/сут
28.8
Q газа,
тыс.м3/
сут
15
1.34
0.2
2,34
0.4
5.1
48
76.3
2.3
2.0
5,1
48
76,3
2.9
1.56
0.8
плёнка
28.8
0.76
Флюид
газ+вода+нефть
Нефть+газ
нет притока
Нефть
Нефть
Нефть
ФБР
Нефть
Вода
Нефть
Нефть
Нефть
Вода
Нефть
Нефть
нет притока
Вода
Нефть
Вода+пленка нефти+газ

4.

Корреляция пластов
Bg_top
U1_1_top
U1_2_top
U1_bot
Кровля пропластков Ю1_1 и Ю1_2 уверенно выделяется и прослеживается по скважинам:
Кровля Ю1_1 – по подошве баженовских отложений (высокорадиоактивных глин) – резкое изменение значений ГК
Кровля Ю1_2 – по максимуму ГК (+минимум каротажа сопротивления), отвечающим глинам максимального уровня
затопления.
Подошва Ю1 – по подошве реперного пропластка карбонатизированного песчаника (или карбонатных конкреций?) с высокими
сопротивлениями и значениями нейтронного каротажа)
4

5.

Структурные построения
За основу структурных построений пластов Ю11 и Ю12 взята кровля баженовской
свиты, Кровля пласта Ю12 построена методом схождения с учетом
стратиграфических отбивок в скважинах.
Дополнительно проведен анализ возможности построения структурных
поверхностей с опорой на кровлю БП1 (результаты на дополнительных
слайдах).
Проектный фонд
скважин на Ю1_2
Проектный фонд
скважин на БП1
Разломы
5
Кровля отражающего горизонта Б по данным
интерпретации сейсмики 3d (АГСМ 2024г)

6.

Итоговые структурные карты
Проектный фонд
скважин на Ю1_2
Проектный фонд
скважин на БП1
Разломы
6
Кровля пласта Ю1
Подошва пласта Ю1

7.

Строение пластов Ю1_1 и Ю1_2
Пласт Ю1 относится к верхнеюрским отложениям, васюганскому горизонту.
Согласно схеме СФР верхней юры район работ расположен во ФроловскоТамбейском районе, таким образом, разрез пласта Ю1 относится к абалакской
свите.
Разрез абалакской свиты сложен преимущественно глинистыми отложениями, в
верхней части с глауконитом и карбонатными конкрециями.
Выделяются прослои алевролитов, алевропесчаников и песчаников,
индексируемые как Ю11 и Ю12, при этом пласт Ю11 более глубоководный и
преимущественно сложен алевролитами, аргиллитами с глауконитом и
прослоями и конкрециями карбонатов.
Пласт Ю12 отвечает прибрежно-морским условиям осадконакопления и,
вероятнее всего, формировался в условиях прибрежных или устьевых баров на
внешнем краю дельты.
Ю11
ГСР по скв. пласта Ю11 ГСР по скв. пласта Ю12
Ю12
7
ГСР по кубу пласта Ю11 ГСР по кубу пласта Ю12
Ранги
вариограмм
Ю1_1
Ю1_2
Главный
3000
2500
Второстепенный
3000
1500
Вертикальный
2
2

8.

Моделирование литологии по скважинам
Зоны замещения определены
по фактическим скважинным
данным эффективных толщин с
учетом геометрии
прогнозируемых тел
коллектора. В связи с
невозможностью
использования сейсмических
материалов и низкой степенью
изученности бурением, лини
глинизации выделены условно.
В скважинах 252R, 633BH2,
186BHP2 проведена
переинтерпретация, выделены
дополнительные интервалы
возможного коллектора.
Проектный фонд
скважин на Ю1_2
Проектный фонд
скважин на БП1/2
и БП1/3-0
8
Карта тренд эффективных толщин пласта
Ю11 по данным скважин
Карта тренд эффективных толщин пласта
Ю12 по данным скважин
Разломы

9.

Моделирование литологии в кубе 3d
Гистограмма литологии пласта Ю11
Линия глинизации
Линия глинизации ОПЗ
9
Карта эффективных толщин пласта Ю11
Карта эффективных толщин пласта Ю12
Значительно расширены зоны развития коллектора относительно ОПЗ
Гистограмма литологии пласта Ю11

10.

Принятая пористость
После ПЗ-2004 были проведены исследования ФЕС по данным
одной скважины 2r.
График сопоставления Кп по газу и Кп по воде по скв 2r
По сопоставлению пористостей, пористость по газу завышает в
интервале коллекторов и занижает в интервале неколлекторов
относительно пористости по воде.
Вывод:
Для построения основных петрофизических зависимостей при ПЗ-2022 по
новой скважине 2р принята пористость по газу
Рекомендуется проверить эксперименты на Кп по газу и по воде на
корректность исследования в лаборатории по скважине 2р.
2
10
При ПЗ-2022 при построении основных петрофизических зависимостей по
новой скважине 2r была принята пористость по газу в пластовых условиях
(голубые точки).
На старых образцах керна (желтые точки) проведены эксперименты на
керосине и воде. Эксперименты на газе не проводились.
Данные пористости по газу скважины 2r коррелируют со старыми точками
по керосину и воде.
Пористость по воде по скважине 2r нанесена на график красными точками –
вылетает из общего облака точек (занижает относительно газа, голубых
точек).
Новый керн был получен только по скважине 2р. При расчете Кнн по собственной зависимости принятой в ПЗ 2023 года Кнн значительно
увеличивается (в некоторых скважинах >0.7 - доп. слайды) по сравнению с Кнн 2004г.
Зависимость Кп по воде от Кп по газу по данным нового керна не лежит на диагонали. Есть риски по Кнн, предлагается остаться на
зависимости 2004 г.

11.

Зависимости Арчи-Дахнова
ПЗ-2022
ПЗ-2004
Выкопировка из ПЗ-2004:
При ПЗ-2004 для расчета Кн применялась
обобщенная зависимость по Ахиярову, так как
отсутствовали керновые данные для построения
собственных зависимостей;
После ПЗ-2004 были проведены исследования по
электрометрии по данным одной скважины 2r.
При ПЗ-2022 при построении зависимости Рп(Кп) была
использована пористость по воде, так как все эксперименты
на электрические свойства проводятся на воде;
Вывод:
Разница между Кн ПЗ-2004 и ПЗ-2022 составляет 13.5 %
относительных;
Возможно уточнение зависимостей Арчи-Дахнова
после получения керна из новых скважин.
пласт
Ю1
2
11
Кп_ср, УЭС, Кн_2004,
%
Омм
%
Кн_ПЗ2022, %
Абс
погр
Отн
погр
14
10
59.6
67.7
8.1
13.5
14
7
51.1
58.0
6.9
13.5
Изменение Кн при расчете по разным зависимостям
На данном графике при
построении зависимости Рп(Кп)
использована пористость по газу;
Пористость по газу выше,
зависимость проходит выше,
уменьшая Кн.
Зависимость в информативных
целях не для использования!
Новый керн был получен только по скважине 2р. При расчете Кнн по собственной зависимости принятой в ПЗ 2023 года - Кнн значительно
увеличивается (в некоторых скважинах >0.7 - доп. слайды) по сравнению с Кнн 2004г.
Зависимость Кп по воде от Кп по газу по данным нового керна не лежит на диагонали. Есть риски по Кнн, предлагается остаться на зависимости 2004г.

12.

Моделирование пористости
Расчет Кпр производился по
зависимости принятой в ОПЗ:
Кпр = Pow(10 ,0.01*Pow(Кп, 2) 0.009*Кп - 2.05 )
Мин
Макс
Сред
Ю1_1
скв
12.7
19.6
15.4
Ю1_1
3d
12.7
19.6
14.3
Ю1_2
скв
11.3
17.2
14.8
Ю1_2
3d
11.3
17.2
14.5
Расх-е
-7.1%
-2%
Моделирование пористости
проводилось интерполяцией
скважинных данных с учетом 2d
тренда.
12
Карта пористости пласта Ю11
Карта пористости пласта Ю12

13.

Обоснование контактов. Северо-западный блок (район 119R).
114R
Ю1_1 -2946,6
Ю11
Ю1_2 -2967(p90)
Ю12
Ю 12
-2964,6 – -2969,6
Вода 1.56 м3/сут
Ю1_2 -2978,1(p50)
Ю1 1
-2943,4 – -2946,4
Нефть 2.0 м3/сут
Ю12
-2960,4 – -2966,4
Нефть 6.0 м3/сут
Ю 12
Вода 0.5 м3/сут
пленка нефти
после инетнсиф. и СКО
-2970,7 – -2976,7
Нефть 2,3м3/сут
Ю 11
-2945,3 – -2947,3
Нефть 0.97 м3/сут
Ю12
-2962,3 – -2967,3
Нефть 3.4 м3/сут
нефть
вода
не ясно
продукт
Ю 12
-2936,8 – -2944,3
Газ 15м3/сут
Нефть 67,2м3/сут
Вода 28,8м3/сут
Ю 12
-2929,7 – -2938,7
Газ 1,3м3/сут
Нефть 22,8м3/сут
УПУ (ВНК) Ю11 принят по подошве испытанного коллектора в скв.92R на отметке -2946,6м (получено 0,97м3/сут нефти)
УПУ Ю12 в варианте р50 принят по подошве вскрытого коллектора в скв.114R на отметке -2978,1м (получено
2,3м3/сут нефти после СКО и вызова притока). Для варианта р90 в связи с полученной при испытании водой в
13 скважины 257Р, ВНК принят по кровле водонасыщенного пропластка на отметке -2967м.
ФБР
Ю11 + Ю12

14.

Обоснование контактов. Юго-восточный блок.
91R
ГНК Ю1_1 -2849,6
Ю1_2 -2861,5
Ю1_1 -2871,7(p50)
Ю11
Ю12
Ю1_2 -2923,8
Ю 12
-2858,7 – -2860,2
Газ 29,7тыс.м3/сут
Нефть 72,8м3/сут
14
Ю 11
Ниже -2844,9 (ГС)
ГРП
Газ 105 тыс.м3/сут
Нефть 36,12 т/сут
W=11%
Ю 11
-2847,7 – -2853,6
Нефть14,76 т/сут
W=5%
Ю 11
-2852,7– -2856,7
Газ 6,7тыс.м3/сут
Нефть 81,8м3/сут
Ю 11
После повторной
перфорации и
применения ПГД-БК
-2869,3 – -2875,3
Нефть 2,3м3/сут
Ю 11
-2901,6 – -2906,6
Вода 48м3/сут
Ю12
-2923,6 – -2925,6
Нефть 5,1м3/сут
Ю 12
-2872,4 – -2934,4
Совместно с Ю2
Газ 0,04 тыс.м3/сут
Нефть1,42т/сут
W=17%
УПУ Ю11 принят по подошве нефтенасыщ. коллектора в скв. 118R на отметке -2871,7м (получено 2,3м3/сут нефти)
ГНК Ю11 принят условно на уровне -2849,6 по кровле коллектора в скв. 197BH2, где получена нефть без газа, тогда как
в скв.193BH3 получен газ при ГРП.
Для пласта Ю12 выделяются 2 залежи: район 251R с УПУ по нефти -2861,5 по подошве нефтенасыщенного коллектора
в скв. 101BH2 (УЭС=10,7); район 202R УПУ по нефти -2923,8 по подошве нефтенасыщенного пропластка в 202R
Ю 12
УЭС 7.4

15.

Карты нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин. Пласт Ю1_1
Ю 11
-2945,3 – -2947,3
Нефть 0.97 м3/сут
Ю 11
--2943,4 – -2946,4
Нефть 2.0 м3/сут
В ОПЗ в северо-западном блоке залежь
локально выделялась вокруг скв 119R,
другие скважины интерпретировались как
неколлектор.
Однако, учитывая фактическую
интерпретацию в скважинах (наличие
коллектора), результаты испытаний в скв.
92R и признаки нефтенасыщенности по
керну в 2R, предполагается более
широкое распространение
нефтенасыщенного коллектора.
Линия
глинизации
Контур ВНК
Проектный фонд
скважин на Ю1
Проектный фонд
скважин на БП1
Контур ГНК
Линия
глинизации ОПЗ
15
Карта эффективных газонасыщенных толщин
пласта Ю11
Карта эффективных нефтенасыщенных
толщин пласта Ю11
Контур ВНК
ОПЗ
Контур ГНК
ОПЗ

16.

Карты нефтенасыщенных толщин. Пласт Ю1/2.
Основные изменения связаны с
недовыделением коллекторов в
скважинах северо-западного блока
и прогнозированием залежи на юг
(в р-не 253R) в юго-восточном
блоке
Для варианта р90 развитие залежи
на север в 257R и 114R в связи с
неоднозначностью результатов
испытания связано с высокими
рисками (исключено).
Линия
глинизации
Проектный фонд
скважин на Ю1
Проектный фонд
скважин на БП1
Разломы
Контур ВНК
Линия
глинизации ОПЗ
16
Карта эффективных нефтенасыщенных
толщин пласта Ю12 (p50)
Карта эффективных нефтенасыщенных
толщин пласта Ю12 (p90)
Контур ВНК
ОПЗ

17.

Коэффициент нефтегазонасыщенности
Карта нефтегазонасыщенности пласта Ю11
17
Мин
Макс
Сред
Ю1_1 скв
0.21
0.79
0.54
Ю1_1 3d
0.21
0.79
0.56
Ю1_2 скв
0.46
0.74
0.65
Ю1_2 3d
0.46
0.74
0.64
Карта нефтегазонасыщенности пласта Ю12
(р50)
Карта нефтегазонасыщенности пласта Ю12
(р90)
Нефтенасыщенность строилась методом интерполяции от скважинных данных с трендом
уменьшения к контуру залежей.

18.

Запасы нефти
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
ГМ
ОПЗ
разница,%
18
Залежь
Пласт
Коэффициенты
118R
Ю1_1
119R
Сумм. Ю1_1
119R(p50)
119R(p90)
251R
Ю1_2
202R
Сумм. Ю1_2
(р50)
Сумм. Ю1_2
(р90)
Ю1 сумм
(р50)
Ю1 сумм
(р90)
Площадь
нефтеносности
Средняя
Объем
нефтенасыщенная нефтенасыщенн
толщина
ых пород
пористости
нефтенасыщен-ности
пересчетный
тыс. м2
м
тыс. м3
д.ед.
д.ед.
д.ед.
10200.2
12330
-17.3
34528.5
5963
479.0
44728.7
18293.0
144.5
71153.7
61264
16.1
51815.2
61264.0
-15.4
1553.2
2615
-40.6
16279.5
6383
155.0
88986.4
70262.0
26.6
69647.9
70262.0
-0.9
133715.1
88555.0
51.0
114376.6
88555.0
29.2
1.9
2.2
-14.7
0.9
0.6
47.7
1.1
1.7
-32.8
2.5
2.1
19.6
2.4
2.4
0.0
1.0
0.8
24.5
0.8
0.4
108.9
2.2
1.9
12.7
2.0
1.9
4.0
1.8
1.9
-2.9
3.1
3.6
-13.0
19149.8
26959
-29.0
30592.7
3328
819.3
49742.5
30287.0
64.2
178753.9
131636
35.8
124872.3
131636.0
-5.1
1546.9
2008
-23.0
13601.4
2239
507.5
193902.2
135883.0
42.7
140020.6
135883.0
3.0
243644.7
166170.0
46.6
189763.2
166170.0
14.2
0.153
0.150
2.3
0.133
0.13
2.2
0.141
0.148
-4.7
0.146
0.150
-2.4
0.150
0.150
-0.3
0.137
0.140
-2.3
0.147
0.140
4.8
0.146
0.150
-2.3
0.149
0.150
-0.4
0.145
0.149
-2.8
0.149
0.150
-0.4
0.551
0.710
-22.4
0.543
0.55
-1.2
0.546
0.692
-21.1
0.642
0.660
-2.7
0.625
0.660
-5.3
0.636
0.680
-6.5
0.572
0.680
-15.9
0.637
0.661
-3.5
0.620
0.661
-6.1
0.619
0.666
-7.1
0.623
0.660
-5.7
0.478
0.478
0.0
0.639
0.639
0.0
0.577
0.496
16.4
0.674
0.674
0.0
0.674
0.674
0.0
0.654
0.654
0.0
0.654
0.654
0.0
0.672
0.673
-0.1
0.672
0.673
-0.2
0.653
0.641
1.9
0.673
0.674
-0.1
Плотность
Начальные
нефти,
геологические
г/см3
запасы нефти
тыс.т
0.798
0.798
0.0
0.824
0.824
0.0
0.814
0.801
1.6
0.811
0.811
0.0
0.811
0.811
0.0
0.784
0.784
0.0
0.784
0.784
0.0
0.809
0.810
-0.2
0.808
0.810
-0.3
0.810
0.808
0.2
0.809
0.811
-0.1
617.3
1095.0
-43.6
1126.6
124.0
808.6
1743.9
1219.0
43.1
9187.4
7124.0
29.0
6381.2
7124.0
-10.4
69.0
98.0
-29.6
585.2
109.0
436.9
9841.6
7331.0
34.2
7035.4
7331.0
-4.0
11585.5
8550.0
35.5
8779.3
8550.0
2.7
Рост запасов в залежи 119R пласта Ю1_1,
119R пласта Ю1_2 и 202R пласта Ю1_2
связаны с увеличением площади и толщин за
счет скважин, в которых в рамках ОПЗ
коллектор не выделялся. Изменения
насыщенности связаны с перерасчетом Кн по
методике 2004 года.

19.

Построение гидродинамической модели
19

20.

Параметры гидродинамической модели
Карты начальной нефтенасыщенности
Геолого-гидродинамическая модель
объекта Ю1(1-2)
Пласт Ю1/2 (Р90)
Пласт Ю1/2 (Р50)
Пласт Ю1/1
Исходная ГДМ
Размерность
381 x 414 x 81
Размерность ячейки
средняя
50 x 50 x 0.4
Количество
активных ячеек
12 776 454
ВНК
20
Ю1/1 залежь 92R (основная, северозападная)
2946.6 м (для обоих вариантов)
Ю1/1 залежь 118R (юго-восточная)
2871.7 м (для обоих вариантов)
Ю1/2 залежь 114R (основная,
северо-западная)
Р50 2978.1 м, Р90 2967 м
Ю1/2 залежь 251R (юго-восточная)
2861.5 м (для обоих вариантов)
Ю1/2 залежь 202R (юго-восточная)
2923.8 м (для обоих вариантов)
• Было построено 2 версии модели – Р50 и Р90.
• Отличие запасов, полученных по ГГДМ, от
стоящих на государственном балансе, связано c
уточнением контура глинизации по пластам
Ю1/1 и Ю1/2
Параметр
Геологические запасы на ГБ, тыс. т
Запасы нефти ГРР, тыс. т
Ю1/1
Ю1/2
1743
7331
не выделялся
7124
Запасы нефти ГДМ, пов. усл., тыс. т
1830
(Р50) 9877
(Р90) 7574
Площадь нефтеносности, тыс. м2
45526
83743
Средняя пористость в НЗ , д.ед.
0.14
0.15
Средняя проницаемость в НЗ, мД
2.23
0.79
Средняя нефтенасыщенность в НЗ, д.ед
0.55
0.61
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
1.34
1.61
Среднее начальное давление, атм.
396.4
418.2
* - более подробно сравнение запасов приведено на слайдах 11-12

21.

Относительные фазовые проницаемости
На керне из скважины 2P были определены ОФП в лабораторных
условиях при совместной стационарной фильтрации нефти и воды.
Опыт 1 - Пласт Ю1
Опыт 2 - Пласт Ю1
1,0
вода
0,8
нефть
Относительная проницаемость
0,9
нефть
Относительная проницаемость
вода
0,8
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,7
0,6
0,5
0,4
0,3
0,2
0,1
0,0
0,35
0,45
0,55
Водонасыщенность, доли ед.
0,65
0,3
Опыт 3 - Пласт Ю1
0,4
0,5
0,6
Водонасыщенность, доли ед.
0,7
0,8
Опыт 4 - Пласт Ю1
1,0
1,0
0,9
вода
нефть
0,8
нефть
Относительная проницаемость
вода
0,8
Относительная проницаемость
0,9
0,7
SWOF – ОФП вода-нефть
SGOF – ОФП газ-нефть
0,7
0,6
0,6
0,5
0,5
0,4
0,4
0,3
0,3
0,2
0,2
0,1
0,0
0,65
Пласт Ю1/2
1,0
0,7
21
Пласт Ю1/1
0,9
0,0
0,25
ОФП в ГДМ
0,1
0,70
0,75
0,80
Водонасыщенность, доли ед.
0,85
0,0
0,40
0,50
0,60
0,70
Водонасыщенность, доли ед.
0,80
• Были проведены лабораторные исследования керна из
скважины 2P.
• В ГГДМ были заложены ОФП, принятые в ПТД, и
модифицированы с учетом данных лабораторных
исследований по скважине 2P (в частности форма кривых
ОФП вода-нефть).
• Также была проведена корректировка ОФП при
настройке расчетных данных работы скважины 5001 с
фактическими.

22.

Интегральная адаптация гидродинамической модели
Изменение проницаемости
Пласт Ю1/1 (было/стало)
Средняя проницаемость до
корректировки – 5,48 мД.
Средняя проницаемость после
корректировки – 2,23 мД.
Уменьшение проницаемости в
среднем по всему пласту в 2.5 раза.
Пласт Ю1/2 (было/стало)
Средняя проницаемость до
корректировки – 0,83 мД.
Средняя проницаемость после
корректировки – 0,79 мД.
Уменьшение проницаемости в
среднем по всему пласту в 1,05 раз.
• Была проведена корректировка карты проницаемости в гидродинамической модели.
• Средняя проницаемость после корректировки по Ю1/1 составляет 2,23 мД, по Ю1/2 0,79 мД.
22

23.

Работа фактических скважин, на которые адаптировалась модель
Дополнительно учтены результаты испытаний скважин Ю1
Интервал
испытания(А.О.)
Скважина
23
Объект
испытания
Дата
начала
Q газа,
испытания Кровля, Подошва, Q жидкости, Q нефти, Q воды, тыс.м3/с
м
м
м3/сут
м3/сут
м3/сут
ут
257P
Ю1-2
01.04.2000
2963.8
2968.8
69R
Ю1-2
01.04.1989
2929.7
2938.7
69R
Ю1-2
01.09.2019
2929.7
2937.7
258P
Ю1-2
01.02.2002
2923.5
119R
Ю1-2
01.03.1996
114R
Ю1-2
92R
2P
Вода
1.56
22.8
Флюид
1340
Нефть+газ
17.65
Нефть
2928.5
0.8
Пленка
2960.3
2966.3
2.9
Нефть
01.05.1992
2967.7
2976.7
2.34
Нефть
Ю1-2
01.05.1992
2962.3
2967.3
2.2
Нефть
Ю1-2
01.07.2000
2936.8
2944.3
17.7
96
67.2
28.8
15000
Нефть+вода+
газ

24.

Адаптация скважины 5001 в гидродинамической модели
история
расчет Р50
расчет Р90
24
• Достигнута хорошая сходимость расчетных и фактических значений по скважине 5001. Модель пригодна для проведения прогнозных расчетов.
• Скважина 5001 имеет фактические результаты работы с 01.01.2025 до 01.03.2025 на пласт Ю1/2.

25.

Настройка результатов испытаний в гидродинамической модели
Скважина 2P
257P
Скважина 69R
Скважина 114R
25
Скважина 119R
Скважина 257P
Скважина 258P
Скважина 92R
• Результаты настройки для Р50 и Р90 по испытаниям скважин не имеют значительных различий
• Испытание 119R и 257P противоречат друг другу в плане контакта
• Основной для настройки являлась скважина 5001, которая имеет фактические результаты работы с 01.01.2025 до 01.03.2025.

26.

Результаты расчетов на ГГДМ и сравнение с БП
Пласт Ю1/2.
26
Расчет выполнен до 2034 года, на графиках представлены годовые и накопленные показатели работы в сравнении с БП для Р50 и Р90.
Накопленная добыча нефти для Р50 составляет 1412.78 тыс. т, для Р90 – 1288.7 тыс. т.
Режим работы для нагнетательных скважин – Рзаб 500 атм (с учетом автоГРП). Также на графиках представлены варианты с Рзаб 400 атм.
Для добывающих скважин установлен профиль падения по Рзаб с 370 атм до 160 атм, контроль по Рзаб.
В целом наблюдается превышение плановых показателей по накопленной и годовой добыче нефти по обоим вариантам модели по сравнению с БП.

27.

Основные результаты и выводы
1.
Рассмотрены результаты петофизического анализа. После подсчета запасов 2004 года новые данные керна были получены только по скважине 2р. При
расчете Кнн по собственной зависимости принятой в ПЗ 2023 года Кнн значительно увеличивается (в некоторых скважинах Кнн>0.7) по сравнению с Кнн
2004г. Зависимость Кп по воде от Кп по газу по данным нового керна в скважине 2р не лежит на диагонали. Есть риски по Кнн, предлагается остаться на
обобщенной зависимости 2004 г. до получения новых данных керна.
2.
Создана концептуальная литолого-фациальная модель (P10) на основе скважинных данных, учитывающая региональное строение пласта. Модель
предлагается использовать для целей изучения пласта в неразбуренных зонах. В моделях P50 и P90 зоны замещения выделены условно по скважинным
данным (по методическим указаниям) ввиду отсутствия корреляции сейсмических атрибутов со скважинными данными.
3.
Рассмотрены результаты работы НИР «Анализ методик время-глубинных преобразований с целью повышения достоверности структурных построений».
Проанализированы структурные поверхности кровли Ю11 и Ю12 , построенные разными способами от горизонта Б и от кровли БП11(наибольшее
количество добуренных скважин).
4.
По анализу дополнительных возможных разломов в восточной части залежи – признаки отдельных разломы видны на картах атрибутов. Разлом,
выделяемый по пласту БП1/1 не разделяет залежь, т.к. нефтеносность восточной части залежи Ю1/2 подтверждена испытанием скважины 69р.
5.
Структурные карты уточнены в соответствии со скважинными данными, включая новую 5001. Отмечается, что имеются неопределенности по структурной
поверхности в северной части (район 114R) и по направлению к границе ЛУ на севере. В варианте P90 эта зона исключена при построении продуктивных
толщин.
6.
Уровень ВНК и ГНК для пласта Ю11 юго-восточной залежи соответствует ОПЗ-2024г – ГНК -2849.6, ВНК -2871.7. В северо-западном блоке залежь
расширена за счет уточнения объема коллекторов в скважинах и учета испытания скважины 92R. В связи с низкими толщинами и низкой изученностью
существуют риски наличия коллектора в межскважинном пространстве, а также имеется неопределенность положения ВНК в связи с неоднозначными
результатами испытаний пласта.
7.
Для пласта Ю12 в северо-западном блоке в связи с неопределенностью положения ВНК (скв.114R и 257R) построено 2 варианта модели: р50 с ВНК на
отметке -2978,1 и обрискованный (р90) с ВНК на отметке -2967. В юго-восточном блоке выделяется экранированная зоной глинизации и разломом залежь
района 251R c ВНК на отметке -2861,5, а также залежь района 202R с ВНК на отметке -2923,8. Имеются риски положения ГНК и ВНК в связи с небольшим
количеством испытаний и их неоднозначности. В связи с наличием рисков в северо-восточной части залежи необходимо запланировать бурение
оценочной наклонной скважины с КП 61 в эту область для подтверждения уровня ВНК.
27

28.

Дополнительные материалы
28

29.

Концептуальная модель строения пласта
Изменение общих толщин Ю1/2 – Ю2
255R
69R2R
◄
положение
скважин в модели
барьерных
островов
119R
Простирание ЮЗ-СВ
Падение ЮВ-СЗ
Карта эффективных толщин
к морю – СЗ
к суше – ЮВ
регрессивна
я часть
Ю1-1 более глинистые отложения в
сравнении с Ю1-2.
Вероятно более глубоководные.
Зональное развитие маломощных
коллекторов
Карта дневной поверхности
5105
Sum of energy
Вероятная
площадная
аномалия в
районе
болотисто
озерной
местности
29
5012
Ввиду небольшой мощности пласта и отсутствию
значимой корреляции с сейсмическими атрибутами,
атрибутный анализ проводится на качественном уровне с
выделением зон простирания по атрибуту Sum of energy
регрессивная
часть
Концептуальная модель строения – барьерные острова с областью
приливной и отливной дельты требует подтверждения.
Для доизучения и снятия рисков запланированы скважины 5105 и 5012.

30.

Кровля Ю1_2 по зависимости от БП1_1
ВНК Ю1_2
вариант р90
ВНК Ю1_2
вариант р50
30
Глубинная анизотропная миграция
Временная миграция

31.

Кровля Ю1_2 толщинами от бажена, построенного по зависимости от БП1_1
ВНК Ю1_2
вариант р90
ВНК Ю1_2
вариант р50
31
Глубинная анизотропная миграция
Временная миграция

32.

Кровля Ю1_2, построенная толщинами от БП1_1
ВНК Ю1_2
вариант р90
ВНК Ю1_2
вариант р50
32
Глубинная анизотропная миграция
Временная миграция

33.

Анализ сейсмических атрибутов по кубам 2024 и 2018 года
Куб 2018 г (временная миграция)
Площадная аномалия в юго-западной части отмечается на атрибутах сейсмического 3D куба 2018 г.
33

34.

Анализ сейсмических атрибутов по кубам 2024 и 2018 года
Куб 2024 г (временная миграция)
Кровля Ю1 прослежена по ноль переходу.
34

35.

Анализ атрибутов по кубам 2024 и 2018 года
Куб 2024г – глубинная анизотропная миграция (временной куб)
Куб 2024г – глубинная анизотропная миграция (временной куб)
35

36.

Седиментационные срезы
Куб 2024г – глубинная анизотропная миграция (временной куб)
36

37.

Разрезы из куба водонасыщенности
37

38.

Разрезы из куба водонасыщенности
38

39.

J-функция
Капилляриметрические
пересчитаны и получена J-
только в скважине 2r на 13
функция
Построены капиллярные кривые
Р(Кв), исключены вылетающие
образцы.
2
39
Капиллярные давления были
исследования были проведены
образцах керна.
По капиллярной модели высота
над ЗСВ составила 11.8 м
Рассчитаны Кн по J-функции для
ориентировочного пользования.

40.

Скважина 2р
инт-л
3016-3018м
Песчаник
срм/з,алевритистый,
слабоглинистый,
известковый
Песчаник
ср-м/з,
алевритовый, глинистый
слабоглинистый,
со
следами сидеритизации
2
40

41.

Скважина 251р
2
41

42.

Скважина 69р
коллектор
3008.0-3012м
описанию керна - песчаник
2
42
по

43.

Скважина 91р
2
43

44.

Скважина 528bhp
2
44

45.

Результаты расчетов на ГГДМ и сравнение с БП
Пласт Ю1/2.
Запускные дебиты
Вариант
Средний Qн, Средний
т/сут
Qж, м3/сут
ГДМ / РБ
ГДМ / РБ
Все скважины
Средний Qж,
м3/сут
ГДМ
4 скважины в области риска
Р50
136 / 107
184 / 184
132
150
P90
121
186
21
153
Карта нефтенасыщенности Р50
45
Средний
Qн, т/сут
ГДМ
Карта нефтенасыщенности Р90
По результатам расчета на ГДМ средняя обводненность по четырем скважинам (6113, 6117, 6119, 6120) в области риска по Р50 – 10%, по Р90 – 75%.
Наиболее рискованные скважины по обводненности (Р50/Р90): 6113 – 13%/98%, 6117 – 10%/87%, 6120 – 10%/70%.

46.

Залежь
Пласт
Сопоставление запасов Ю1/1
ГМ
ОПЗ
ГДМ
разница ГДМГМ,%
118R
разница ГМОПЗ,%
ГМ
ОПЗ
ГДМ
разница ГДМГМ,%
разница ГМОПЗ,%
46
Ю1_1
119R
Площадь
нефтеносности
Средняя
Объем
нефтенасыщенная нефтенасыщентолщина
ных пород
Коэффициент
пористости
нефтенасыщенности
пересчетный
Начальные
Плотность
3 геологические
нефти, г/см
запасы нефти
тыс. м2
м
тыс. м3
д.ед.
д.ед.
д.ед.
10200.20
12330.00
8872.70
1.90
2.20
1.83
19149.80
26959.00
19163.28
0.15
0.15
0.14
0.55
0.71
0.55
0.478
0.478
0.478
0.798
0.798
0.798
617.30
1095.00
658.90
-13.01
-3.68
0.07
-8.50
-0.18
0.0
0.0
6.74
-17.30
-14.70
-29.00
2.30
-22.40
0
0
-43.60
34528.50
5963.00
36654.04
0.90
0.60
0.85
30592.70
3328.00
30697.33
0.13
0.13
0.13
0.54
0.55
0.55
0.639
0.639
0.639
0.824
0.824
0.824
1126.60
124.00
1171.18
6.16
-5.56
0.34
-2.26
1.29
0.0
0.0
3.96
479.00
47.70
819.30
2.20
-1.20
0
0
808.60
тыс.т

47.

Сопоставление запасов Ю1/2
Залежь
Пласт
Коэффициент
тыс. м2
71153.70
61264.00
67499.84
м
2.50
2.10
2.65
тыс. м3
178753.90
131636.00
178992.28
д.ед.
0.15
0.15
0.15
нефтенасыщенности
д.ед.
0.64
0.66
0.64
-5.14
6.00
0.13
2.74
разница ГМ-ОПЗ,%
16.10
19.60
35.80
ГМ
ОПЗ
ГДМ
51815.20
61264.00
60023.84
2.40
2.70
2.61
3.20
пористости
пересчетный
Начальные
Плотность
3 геологические
нефти, г/см
запасы нефти
д.ед.
0.674
0.674
0.674
0.811
0.811
0.811
тыс.т
9187.40
7124.00
9198.39
-0.31
0.0
0.0
0.12
-2.40
-2.70
0
0
29.00
124872.30
131636.00
156386.18
0.15
0.15
0.15
0.63
0.66
0.55
0.674
0.674
0.674
0.811
0.811
0.811
6381.20
7124.00
6894.98
-3.33
0.11
1.35
9.61
0.0
0.0
8.05
-15.40
0.00
-5.10
-0.30
-5.30
0
0
-10.40
1553.20
2615.00
1296.25
1.00
0.80
1.19
1546.90
2008.00
1542.59
0.14
0.14
0.14
0.64
0.68
0.65
0.654
0.654
0.654
0.784
0.784
0.784
69.00
98.00
68.27
-16.54
19.00
-0.28
2.19
2.20
0.0
0.0
-1.06
разница ГМ-ОПЗ,%
-40.60
24.50
-23.00
-2.30
-6.50
0
0
-29.60
ГМ
ОПЗ
ГДМ
16279.50
6383.00
14947.45
0.80
0.40
0.99
13601.40
2239.00
14929.44
0.15
0.14
0.15
0.57
0.68
0.55
0.654
0.654
0.654
0.784
0.784
0.784
585.20
109.00
611.04
-8.18
23.75
9.76
2.04
-3.85
0.0
0.0
4.42
155.00
108.90
507.50
4.80
-15.90
0
0
436.90
ГМ
ОПЗ
ГДМ
119R(p50)
разница ГДМ-ГМ,%
119R(p90)
разница ГДМ-ГМ,%
разница ГМ-ОПЗ,%
ГМ
ОПЗ
ГДМ
разница ГДМ-ГМ,%
разница ГДМ-ГМ,%
47
Средняя
Объем
Площадь нефтеносности нефтенасыщенная нефтенасыщентолщина
ных пород
разница ГМ-ОПЗ,%
Ю1_2
251R
202R