щинной среды и, существенно, более чем в 10 раз превышает проницаемость матричной среды. То есть, коллектор ведет себя не как однородная среда, а очень четко, как коллектор с двумя средами, двумя пористостями. Для окончательного ответа на вопрос о роли трещин в фильтрационных процессах было проведено сопоставление данных FMI, ПГИ и керна. По совокупности результатов исследований стало видно, что приточные интервалы практически везде соответствуют интервалам трещиноватости. Но выделяются очень редкие интервалы, в которых работает матрица без наличия трещин. Поэтому следует говорить о модели двойной пористости – двойной проницаемости. Итак, после изучения фильтрационно-емкостных свойств коллектора и геологического строения залежи возникла следующая концептуальная модель пласта, которая характеризуется как: · сложное тектоническое строение; · залежь тектонически экранирована; · высокий этаж нефтеносности; · основные запасы содержатся в низкопроницаемой матрице; · основной приток связан с трещинами. Список литературы 1. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. Москва: Изд-во «Недра», 1986. 608с. 2. Nelson R. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs // Gulf Professional Publishing, Second Edition , 2001. 352 p. 3. Aguilera, R. Naturally Fractured Reservoirs // 1st ed., PennWellBooks,Tulsa, Oklahoma, 1980. 703 p. 4. Aguilera, R. Naturally Fractured Reservoirs // 2nd ed., PennWell Books, Tulsa, Oklahoma, 1995. 521 p. ОСОБЕННОСТИ ПОСТРОЕНИЯ КАРТ ОСТАТОЧНЫХ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН В УСЛОВИЯХ НЕОПРЕДЕЛЕННОСТИ КОНТАКТОВ Д.С. Дрёмин, А.Н. Шакирова ООО «РН-БашНИПИнефть»,Уфа e-mail:DreminDS@bnipi.rosneft.ru ,ShakirovaAN-ufa@bnipi.rosneft.ru При разработке месторождений, находящихся во второй и третьей стадиях разработки, может сложиться ситуация, когда часть данных о добыче является неточной. Стандартные инструменты прогнозирования и моделирования в данных условиях не применимы, начальное положение контактов не позволяет планировать бурение новых скважин, так как текущие контакты изменились (рис. 1). 1-проектная скважина; 2-фактическая скважина; 3-ГНК; 4-ВНК Рис. 1 Предполагаемое и фактическое положение контактов 142 В качестве характерного примера вышесказанного, ниже рассмотрено Комсомольское месторождение. Месторождение было открыто в 1966 г. Нефтегазоносность месторождения связана с меловыми и юрскими нефтегазоносными комплексами. Выделено два купола – Восточный и Западный. В ходе геологоразведочных работ в разрезе месторождения было выделено 84 пласта. По величине начальных извлекаемых запасов нефти и свободного газа Комсомольское месторождение является уникальным, по геологическому строению – очень сложным. Сложность геологического строения заключается в том, что запасы распределены по всему разрезу, начиная от верхнеюрских до покурских отложений, для большинства залежей характерна резкая латеральная неоднородность и расчленённость разреза. Нефтегазоносность месторождения связана с меловыми и юрскими нефтегазоносными комплексами. Характеристики нефтей для разных пластов существенно отличаются. Согласно классификации нефтей, рекомендованной инструкцией ГКЗ, нефти пластов группы ПК малопарафинистые-парафинистые, сернистые, высокосмолистые. Нефти нижележащих пластов АП и БП парафинистые. Разработка большинства пластов осложнена наличием подстилающей воды и газовых шапок, резкой изменчивостью коллектора при средней эффективной толщине в 2,5 м. Исходя из геологических условий, неизбежно возникают заколонныеперетоки и добыча нефти на большинстве пластов невозможна без прорыва газа из газовых шапок. Однако до определенного момента добыча прорывного газа частично не учитывалась, либо учитывалась неверно. Результатом этого стала неконтролируемая миграция контактов и невозможность моделирования текущего положения газонефтяного контакта (ГНК). Пример изменения положения контактов представлен на рис. 1. Анализ результатов исследования показал, что из-за неконтролировавшихся отборов газа из газовой шапки и заколонныхперетоков произошла миграция контактов, которая не могла быть спрогнозирована стандартными инструментами, вследствие чего возникла ошибка при планировании интервалов перфораций скважин. Было решено взять за основу построения карт ОННТ новые данные программы исследований и применить новую методику картопостроения. Методика картопостроения заключается в следующем: 1.Построение карт кровли и подошвы коллектора без «подсадок» и карт эффективных толщин. Наиболее распространённым является метод построения карты эффективных толщин путём перемножения карты общих толщин пласта (от кровли до подошвы коллекторов) на карту коэффициента доли коллекторов в разрезе пласта, отношения значений эффективной толщины пласта к его общей толщине. При построении карты эффективных толщин исключаются скважины, не вскрывшие подошву коллектора. Если есть сомнения по данным инклинометрии скважин, то такие скважины участвуют в построениях, но обозначаются, как «недостоверные». 2. Обоснование среднего текущего контакта в пластах с активной выработкой по новым, транзитным и пилотным скважинам и результатам исследований (С/О и вр.Рк). В пластах без активной выработки обоснование проводится традиционными методами (интерпретация данных ГИС и результаты опробований). 3. Построение карт начальных нефтенасыщенных толщин (НННТ). Объединяются данные по «старым» скважинам с новыми контактами. При несоответствии характера насыщения проводится переинтерпретация данных ГИС. Определяются внешние и внутренние контуры нефтеносности (газоносности) по картам кровли и подошвы, с использованием среднего начального контакта. В ЧНЗ нефтенасыщенная толщина пласта равна эффективной толщине. В остальных зонах используется следующий алгоритм построения карт нефтенасыщенных толщин: перемножение карт эффективных толщин на карты изменения доли нефтенасыщенных толщин [1]. 4. Построение карт ОННТ. При традиционном подходе построение карт ОННТ проводится простым вычитанием накопленной добычи из карт НННТ. В нашем случае, для построения карт ОННТ предварительно строится условная карта НННТ. Построение условной карты НННТ производится с использованием эффективной мощности пласта выше ВНК и 143 ниже ГНК без учёта насыщения по «старым» скважинам, тем самым мы получаем условные карты НННТ на текущую дату. Затем традиционным способом строятся карты ОННТ по отборам от даты построения условной карты НННТ. Далее, с учётом фактического насыщения новых и «старых» скважин, по результатам исследований корректируются полученные карты ОННТ [2]. 5. Распространение данного метода по мере обновления информации по текущей разработке месторождения на недостоверные зоны. Подход, предложенный в данной работе, позволил не только построить карты ОННТ, по которым ведётся успешное бурение: в период 2013 – 2018 г. получены высокие дебиты по новым скважинам, но и увязать начальные положения контактов с текущими и восстановить корректную историю разработки месторождения. Список литературы 1. Петерсилье, Н. И. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом / Н. И. Петерсилье, В. И. Пороскун, Г. Г. Яценко М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. С 75-106. 2. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных месторождений. Издание в 4-х томах / Н. И. Хисамутдинов // М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. 3. С. 51-56. БАССЕЙНОВОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ГЕНЕРАЦИОННОАККУМУЛЯЦИОННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СИСТЕМ НИЖЕ ОСВОЕННЫХ ГЛУБИН СЕВЕРА УРАЛО-ПОВОЛЖЬЯ А.С Капитанова «Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин» («КамНИИКИГС»), г.Пермь e-mail: kapitan19.95@mail.ru Аннотация: В статье представлены результаты 2D бассейнового моделирования (PetroMod,Schlumberger) территории Удмуртской Республики и Пермского края в зонах с максимальной мощностью осадочного чехла, в большей степени неосвоенного нефтегазодобывающей промышленностью. В Вятско-Висимском НГР проведена оценка перспектив нефтегазоносности ниже освоенных глубин, выделены «калтасинская» и «доманиковая» нефтяные системы, в том числе определено возможное направление первичной и вторичной миграции УВ. Ключевые слова: бассейновое моделирование, неосвоенные промышленностью глубины, генерация, миграция, Камско-Бельский авлакоген, Камско-Волжская система впадин. Для восстановления истории осадконакопления, эволюционно-катагенетической зональности, направления миграции УВ, оценки перспектив нефтегазоносности и др. ниже освоенных глубин на севере Урало-Поволжья было проведено 2D бассейновое моделирование через Балезинскую, Поломскую, Лозолюкскую, Дебесскую площади Удмуртской Республики и скважину 14 Очерской площади в Пермском крае. Считается, что в Верхнекамской НГО, Вятско-Висимском НГР средние промышленно освоенные глубины осадочных отложений ограничиваются отметкой около 2300 м, стратиграфический интервал изменяется от пермских до девонских терригенных отложений (Чубойское м-е), также известна одна залежь в верхнем венде на глубине более 2500 м. Основные разрабатываемые нефтяные залежи через которые проходит профиль принадлежат верейско-башкирским и фаменским карбонатным объектам. Перспективы нефтегазоносности ниже освоенных глубин 144
