Верификация запасов Черкашинской свиты Приобского месторождения

Верификация запасов Черкашинской свиты Приобского месторождения

ВВЕДЕНИЕ

На сегодняшний день в ходе дальнейшего интенсивного эксплуатационного разбуривания площади Южно-Приобского лицензионного участка существует необходимость в верифицировании запасов нефти с учетом дополнительного объема геолого-геофизической информации по вновь пробуренным эксплуатационным скважинам. В    настоящее    время    месторождение    находится     на поздней    стадии     разработки и характеризуется    низкой    текущей    выработкой.    Становится    актуальным    вопрос о локализации запасов невовлеченных в промышленную разработку по целевым пластам.

Основным нефтегазоносным объектом исследования в разрезе Южно-Приобского лицензионного участка являются неокомские отложения, в частности, серия пластов АС7- АС12.

Целью работы формирование программы доизучения и ранжирование районов по вовлечению запасов.

Основное защищаемое положение:

• По результатам работы верифицирована ресурсная база и локализованы запасы УВ по целевым пластам.

На защиту выносятся результаты обработки технических и методических решений, направленных на обеспечение качества и достоверности материалов геолого- геофизических исследований скважин, необходимых при геолого-технологическом моделировании и разработке нефтяных месторождений.

Исходя из поставленной цели основными вопросами являются наличие запасов и зон их локализации по площади и разрезу. В работе выполнялись следующие задачи:

• Систематизация и анализ исходной информации
• Верификация подсчётных параметров (F, hэф.н., Кн, V, Кп)
• Локализация запасов
• Подсчет начальных геологических запасов

Необходим комплексный подход к верификации начальных геологических запасов и проведение мероприятий, направленных на подтверждение текущей нефтенасыщенности. Это позволит вовлечь в разработку остаточные запасы, снизит риски и увеличит эффективность геолого-технических мероприятий.

В работе был использован следующий фактический материал: геолого-геофизическая информация, представленная в цифровом виде; геолого-технологическое моделирование нефтяного пласта-коллектора; ковры бурения и составленные по ним 2D карты

мониторинга Южно-Приобского лицензионного участка; значения подсчетных параметров и запасов нефти, числящихся на балансе по продуктивным пластам.

Текст изложен по указанным группам пластов, а не в последовательности методических вопросов, по каждой группе продуктивных пластов дается описание всех этапов обработки геолого-геофизических материалов для единства изложения разнородной информации. Некоторые значения параметров на государственной регистрации скрыты.

Научная новизна результатов исследования, заключается в определение принципов построения контуров в программных продуктах, предназначенных на ранней стадии обработки информации и выявлять ошибочные данные с механизмом их исправления.

Личный вклад автора заключается в проработке и актуализации мониторинговых карт, корректировке границ залежей, расчет подсчетных параметров и сопоставлением их с балансом, обновление базы проектов на введение в бурение скважин.

В первой главе рассматривается общая географическая характеристика Южно- Приобского лицензионного участка, описывается его геологическое строение, характеристики продуктивных пластов. Во второй главе рассматриваются условия формирования основных нефтегазоносных пластов. В третьем главе рассматриваются комплексный подход по пластовой локализации запасов и сопоставления их с государственным балансом.

В работе были использованы: научные труды, монографии и периодические издания в области нефтегазовой геологии, а также внутренние материалы «Газпромнефть НТЦ», комплекс использованных программных средств – CorelDraw, Schlumberger Petrel2017, Isoline.

Автор выражает благодарность ООО «Газпромнефть НТЦ» за предоставленный материально-технический и фактический материал с возможностью проведения научно- исследовательской деятельности на территории организации. Автор благодарит научного консультанта Максименко А.В. за ходом в выполнении НИР; коллективу управления геологии и разработки “Хантос” за консультационную работу. Также автор выражает благодарность научному руководителю к.г.-м.н. М.А. Ткаченко и В.А Лушпееву за организационное ведение научно-исследовательской работы.