Влияние детальности концептуальной геологической модели на воспроизведение фактических показателей разработки на примере Восточно Мессояхского месторождения

Введение. В работе рассматриваются вопросы воспроизведения фактических показателей разработки на основе концептуальных геологических моделей пластов Восточно-Мессояхского месторождения. Особенность рассматриваемых пластов, приуроченных к Среднемессояхскому валу (грабенообразная зона), — высокая степень покрытия субвертикальными скважинами, в связи с этим реализации геологических моделей сопоставимы при использовании различных алгоритмов/подходов моделирования. Оценка подвижных запасов газа в газовой шапке по данным работы скважин значительно отличается от запасов в геологической модели (во всех реализациях). Проблема осложняется малым количеством гидродинамических исследований.

Цель. Необходимо уточнить геолого-гидродинамическую модель, согласованную с данными ГИС и динамикой технологических показателей разработки эксплуатационных объектов.

Материалы и методы. Представлен итерационный подход корректировки геолого-гидродинамической модели на основе анализа разрезов скважин, карт палеомощностей, сейсмических атрибутов, фациального анализа.

Результаты. Выявлены предпосылки наличия латеральных барьеров (тектонический и литологический факторы) в межскважинном пространстве, подтвержденные расчетами гидродинамических моделей. Разрез исследуемого интервала пластов, приуроченных к отложениям раннего мела (берриас-валанжин), представлен не просто серией напластований слоев, а чередованием тел различного масштаба, протяженности и фильтрационно-емкостных свойств. Тела могут разделяться глинистыми перемычками или зонами пониженной песчанистости — то есть быть разобщенными. На основании проведенной работы рекомендованы исследования: мониторинг энергетического состояния газовой шапки пьезометрическими скважинами, снятие КВД и определение Рпл, проведение гидропрослушивания.

Заключение. При высокой плотности фонда скважин реализации геологических моделей в межскважинном пространстве схожи. Однако, несмотря на высокую степень геолого-геофизической изученности, история эксплуатации скважин свидетельствует о более сложном строении пластов. Это является предпосылкой к детализации и пересмотру геологических моделей. Существуют гидродинамические границы, которые частично видны на сейсмических данных, но они могут быть подтверждены данными ГДИС, энергетическим состоянием залежи, различным положением газожидкостных контактов и обусловлены условиями накопления отложений.

1. Лобусев М.А. Концепция формирования арктической газоносной провинции Западной Сибири : автореф. дисс. ... д-ра геол.-минерал. наук: 25.00.12 / Лобусев Михаил Александрович. — М., 2020 — 46 с.

2. Дручин В.С., Панов С.Ф., Аржиловская Н.Г., Хлызов П.В., Музыченко А.А. Особенности геологического строения пласта Ю11, влияющие на распределение нефтенасыщенности // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2014. — №10. — С. 7–12.

3. Панина Е.В., Гришкевич Г.Ф., Касаткин В.Е., Лагутина С.В., Москаленко Н.Ю., Ламинский Д.А., Блинкова А.В. О наклонных водонефтяных контактах верхнеюрских нефтяных залежей на примере Ватьеганского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2020. — №9. — С. 31–36.

4. Пенягин П.В., Язьков А.В., Стовбун Ю.А., Ульянова В.П., Шевцова Е.Ю. Новая сейсмогеологическая модель Яро-Яхинского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2016. — №8. — С. 20–27.

5. Хромовских А.Ю. Природа наклонных водонефтяных контактов верхнеюрских нефтяных залежей Каймысовского свода // Известия Томского политехнического университета, 2012. — №.1. — С. 130–133.

6. Красовский А.В., Мавлетдинов М.Г., Петров С.А., Свентский С.Ю. Моделирование газоконденсатных залежей в условиях неопределенности геолого-промысловой информации // Наука и ТЭК, 2011. — №1. — С. 54–55.

7. Мамедов Э.А., Ахметзянов А.В., Сальников А.М., Закиров Э.С. Новый подход к моделированию залежей нефти и газа с наклонными флюидальными контактами // Нефтегазопромысловое дело, 2016. — №2. — С. 35–44.