Геологическое моделирование скважин

СОДЕРЖАНИЕ 

ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………………………2

Глава 1. Особенности  моделирования карбонатных залежей………………… 3

Глава 2. Геологическое  строение района и месторождения…………………...4

Глава 3. Характеристика залежи в песчаниках Старооскольского горизонта среднего девона…………………………………………………………………   6

Глава 4. Общие  сведения месторождении……………………………………..  8

Глава 5. Оценка достоверности построения геологической  модели…………. 9

Глава 6. Геолого-технологическая  модель . Определение……………………10

Глава 7. Построение карт………………………………………………………  13

ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………………………………………15

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………… 16

ПРИЛОЖЕНИЕ……………………………………………………………………………… .  17 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ 

    Карбонатные породы – коллекторы  обладают сравнительно с тирригенными более сложной структурой пор со значительным разнообразием их форм. Карбонатные породы содержат более половины мировых запасов нефти, при этом только часть запасов сосредоточена в коллекторах порового типа. Значительное количество углеводородов находится в низкопористых карбонатных породах (НКП), которые могут быть коллекторами промышленного значения только при наличии в них открытых трещин поэтому строится модель.

      Цель работы. Выяснить особенности моделирования залежи нефти в карбонатных отложениях и привести оценку достоверности построения геологической модели.

      Основные задачи : Разработка общих принципов оценки достоверности построения геологической модели.

      Объект исследований: Карбонатные породы Западно–Соплесского месторождения расположенного в пределах Печорской низменности в бассейне Средней Печоры. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Глава 1. Особенности моделирования карбонатных залежей. 

     Моделирование залежей, приуроченных к карбонатным  коллекторам, имеет свои особенности. Если разрез представлен чередованием хорошо коррелируемых поровых и плотных разностей, то вполне реализуемы обычные методические приемы, применяемые для пластовых залежей в терригенных коллекторах. Однако нередко карбонатные массивы представлены нерасчлененной толщей, в которых емкостно-фильтрационные свойства контролируются не условиями седиментации отложений, а степенью развития вторичных, катагенетических процессов: растрескиванием, выщелачиванием, перекристаллизацией и т.д.

     В этом случае более приемлемой технологией  моделирования является формирование трехмерных псевдослоистых моделей. Основой такой методики является типизация коллекторов, геометризация резервуара и параметрическое заполнение модели с использованием вероятностного подхода. Типизация коллекторов должна учитывать качественные различия в структуре пустотного пространства породы, в частности, количественное соотношение трещин, каверн и поровой матрицы. Геометризация резервуара использует задание оцифрованных поверхностей (кровли, водонефтяного контакта, тектонических нарушений и т.д.) и формирует пакет параллельных слоев, каждый из которых представляет собой зональную карту распространения выделенных типов коллекторов на соответствующей глубине.

       Параметрическое заполнение модели  осуществляется заданием статистических  распределений параметров дифференцированно  для каждого типа коллектора  и моделирование их в узлах  послойных матриц. Если построение  модели выполнялось ранее, дается  краткое сравнение полученных  результатов с результатами работ  прошлых лет: изменение размеров  и ориентации ячеек, алгоритмов  интерполяции, корректировки исходных  данных, зависимостей между сейсмическими  и петрофизическими параметрами. 
 
 
 
 
 
 
 

Глава 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ РАЙОНА

И  МЕСТОРОЖДЕНИЯ. 

Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза  и      продуктивных горизонтов

      Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза и продуктивных горизонтов Западно-Соплесского месторождения, расположенного в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

      Вскрытый  разрез осадочного чехла Западно-Соплесского поднятия слагают породы, представленные девонскими, каменноугольными, пермскими и четвертичными отложениями, максимальная вскрытая толщина которых в скв. 1-Тимано-Печорская составляет 6903,5 м.

      Ниже  приводится краткое литологическое описание разреза вскрытого скважинами на Западно-Соплесском месторождении. 

     Тектоническое строение месторождения

      Западно-Соплесское месторождение приурочено к одноименной антиклинальной складке, расположенной в северо-западной части Среднепечорского поперечного поднятия.

      Согласно  схеме тектонического районирования  осадочного чехла Тимано-Печорской  провинции Среднепечорское поднятие является структурой 1 порядка, разделяющей однопорядковые с ним Верхнепечорскую и Большесынинскую впадины. В современном структурном плане поднятие представляет собой системы узких линейных антиклинальных зон, разделенных Даниловской депрессией; на юге к ним примыкает Тимаизское складчато-блоковое поднятие.

      По  фундаменту южная часть Печоро-Кожвинского мегавала представляет собой узкий глубоко погруженный блок. С запада от Верхнепечорской впадины он отделен зоной Припечорского глубинного разлома, с востока — системой разломов, разделяющих поперечное поднятие и Большесынинскую впадину. Амплитуда погружения этого блока относительно прилегающих впадин составляет порядка 2,5 км на широте Западно-Соплесской структуры. Наиболее характерной особенностью строения этого крупного блока фундамента является его расчлененность на систему блоков более низкого порядка, ступенчато погружающихся к востоку, в сторону Большесынинской впадины, что и предопределило блоково-ячеистое строение района. Приподнятые блоки образуют выступы фундамента, которым в осадочном чехле соответствуют крупные унаследованные структуры. Одной из структур подобного типа является приразломная Западно-Соплесская складка, приуроченная к одноименному выступу. Присводовая часть выступа и его западное крыло срезаны глубинным Припечорским разломом.

      Среднепечорское поперечное поднятие является узлом пересечения структуры Печоро-Колвинского авлакогена и Предуральского краевого прогиба, в котором два тектонических потока развивались независимо и пересекались друг с другом, образуя специфические структурые формы. В соответствии с этим на территории поперечного поднятия существуют структуры как платформенного, так и орогенного типов.

      Несмотря  на значительный объем сейсморазведочных  исследований, современное состояние  сети профилей позволяет говорить о  том, что специальных работ по детальному геофизическому исследованию месторождения с целью создания детальной модели не проводилось. Месторождение  находится в стадии эксплуатации, сейсморазведочные работы не вышли  из поисковой стадии и методика полевых  работ не обеспечивает разработки детальной  модели строения.

      Структурные планы по всем трем поверхностям имеют  похожий друг на друга облик. Западно-Соплесская структура представляет собой приразломную сложнопостроенную антиклинальную складку северо-северо-восточного простирания. Западная часть складки срезана нарушением. Противоречивость структурно-тектонических элементов может свидетельствовать только о том, что все они принадлежат к различным временным и генетическим этапам развития территории.

      Структурные карты по этим горизонтам практически  повторяют структурные поверхности  приуроченных к ним отложений (подошву  и кровлю старооскольского горизонта).

      По  общепринятой классификации ловушка  в отложениях старооскольского горизонта среднего девона относится к группе пластовых сводовых, подгруппе экранированных тектоническими и стратиграфическими поверхностями, с литологическими ограничениями. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Глава 3. ХАРАКТЕРИСТИКА ЗАЛЕЖИ В ПЕСЧАНИКАХ СТАРООСКОЛЬСКОГО ГОРИЗОНТА СРЕДНЕГО ДЕВОНА. 

      В пределах данной залежи было выделено пять в различной степени гидродинамически связанных блоков (I-V). В данной курсовой работе проводился подсчет запасов по I и II блокам второй пачки, поэтому рассмотрим подробнее особенности стороения данных структур.

      I блок, выделенный в западной части залежи, от основной ее части (блок III) отделен серией нарушений, примыкающих к основному высокоамплитудному надвигу и протрассированных в северо-восточном направлении. В сводной части (район скважин 1 и 75) этот блок занимает более высокое гипсометрическое положение относительно примыкающего к нему III блока. По мере погружения блока к северо-востоку амплитуда надвига нивелируется, и в районе скважин 4, 85 уже III блок занимает более высокое гипсометрическое положение по отношению к рассматриваемому I блоку.

      II блок с северо-востока ограничен серповидным надвигом, прослеженным в северо-западном направлении (в районе скважины 31 – параллельно основному, ограничивающему залежь с юго-запада. С северо-запада данный блок ограничен сбросом, амплитуда которого в районе скважины 11 составляет порядка 50м.

      I  отделен от основной части залежи районом скважины 85, характеризующимся ухудшенными коллекторскими свойствами. Во II блоке пробурены скважины 11 и 32, в разрезах которых пласты-коллекторы представлены разрозненными прослоями различной мощности; скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. В разрезах скважин 32 и 85 присутствуют диабазы, затрудняющие сообщаемость блоков в этом районе. Выделенные под диабазовым телом пласты-коллекторы с наддиабазовой частью залежи могут иметь связь только по зонам трещиноватости, развитой в залежи вследствие разломной тектоники. Кроме того, в пределах I (скв.1) и II (скв. 11 и32) длоков в процессе разработки сохраняется относительно повышенное пластовое давление по сравнению с близлежащими скважинами III блока.

        В I блоке подошва продуктивных коллекторов отбита на довольно высоком гипсометрическом уровне (-4020м), что позволяет предположить отсутствие нефтяной оторочки. В пределах I блока пробурено 5 скважин (1, 4, 5, 75 и 82), в контере продуктивности – 3 скважины (1, 4, 75).

      В пределах II блока пробурены 3 скважины (11, 32, 31). Скважина 31 находится в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 31 и 32. В силу высокого гипсометрического залегания данного блока, весь его эффективный объем отнесен к газонасыщенному.

      Вся залежь представляет собой единый объект разработки. Для более обоснованного  и достоверного подсчета запасов  газа, конденсата и нефти выделено три объекта подсчета, соответствующие  I, II и III пачкам песчаников старооскольского горизонта.

     II пачка – наддиабазовая часть. В контуре продуктивности скважины 1, 4, 11, 32, 75. в разрезе скважины 85 отложения II пачки залегают под диабазовым телом. В скважине 32 отложения данной пачки внедрившимся диабазом разделены на две части: наддиабазовую и поддиабазовую. Скважина 31 пробурена в зоне отсутствия коллекторов. Граница замещения проницаемых песчаников плотными породами проведена на половине расстояния между скважинами 31 и 32, на северо-западе – по нарушению, разделяющему блоки II и III.

     II пачка – поддиабазовая часть. В поддиабазовой части залежи продуктивные отложения рассматриваемой пачки вскрыты скважинами 32 и 85 (III блок). В районе скв. 32 контур продуктивности ограничен линией пересечения подошвы проницаемых песчаников II пачки с подошвенной поверхностью диабазового тела. В районе скв. 85 граница распространения коллекторов принята по линии пересечения подошвы проницаемых песчаников с поверхностью диабазового тела.