4.6. Анализ выработки запасов нефти из пластов

Анализ выработки запасов на Гагаринском месторождении выполняется с использованием геолого-технологического моделирования разработки залежи с учетом геолого-промысловых материалов и результатов исследований.

На фаменской залежи нефти выделено 3 фациальные зоны: рифовый гребень, верхняя часть тылового шлейфа и нижняя часть тылового шлейфа. Распределение добывающих скважин в зависимости от вскрытой ими фациальной зоны представлено в табл. 4.6.

Таблица 4.6.

Распределение добывающих скважин по фациальным зонам

Фациальная зона	Добывающие скважины
Рифовый гребень	162, 404, 405, 409, 415, 416
Верхняя часть тылового шлейфа	310, 400, 401, 406, 407, 408, 412, 414, 423
Нижняя часть тылового шлейфа	224, 417, 418, 419, 420, 424, 425, 427, 9070

По динамике дебитов нефти в первый год работы все добывающие скважины, можно разделить на две группы:

- с резким падением дебита (потери дебита могут достигать 90 %);

- дебит нефти снижается плавно или не изменяется.

Скважины, отнесенные к первой группе, расположены в фациальных зонах верхней и нижней части тылового шлейфа, стабильной производительностью характеризуется зона рифового гребня. Как следствие, на начало 01.01.2012 г. добыча нефти в скважинах зоны рифового гребня (Q_н.нак=408,8 тыс.т.) за весь период разработки значительно превышала добычу скважин вскрывших зоны верхней (Q_н.нак=106,3 тыс.т) и нижней (Q_н.нак=133,6 тыс.т) части тылового шлейфа.

При практически одинаковой величине вскрытия нефтенасыщенных толщин скважинами фациальной зоны рифового гребня (0,615) и зоны нижней части тылового шлейфа (0,676), производительность скважин зоны рифового гребня значительно выше. Отношение текущих и начальных дебитов в первый год работы скважин, расположенных в разных фациальных зонах, отражено на рис. 4.4.

Рис. 4.4. Динамика дебитов скважин различных фациальных зон в первый год работ

Анализ карт плотности запасов, текущей разработки, накопленных отборов нефти и закачки воды, распределения фациальных зон и динамики пластового давления показывает:

- сложное геологическое строение оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов;

- наиболее производительные скважины расположены в пределах фациальной зоны – рифовый гребень;

- наименее производительной является фациальная зона нижней части тылового шлейфа;

- максимальная плотность запасов (600 – 7500 т/тыс.м²) картируется в районе скв. №№ 415, 162, 404, что соответствует первой фациальной зоне - рифовый гребень;

- реализуемая система ППД в целом не обеспечивает поддержание пластового давления.

4.7. Геолого-гидродинамическая модель

Построение трёхмерной геологической модели Гагаринского месторождения нефти осуществлено в интегрированном программном комплексе IRAP RMS 2010.1. Она построена на основе данных бурения и сейсмических исследований по технологии 3D (2006 г.), использованы также данные предыдущего подсчета запасов, результаты интерпретации ГИС по 61 скважине, исследований керна, данные о траекториях скважин и координат устьев. Размер ячейки по вертикали определён расчленённостью и неоднородностью разреза и минимальными мощностями прослоев. Инкремент по латерали составляет для пласта Фм 5050 м исходя из плотности сетки скважин. Подсчёт запасов нефти на основе трёхмерной геологической модели проведён объёмным методом.

Построение литологической модели залежи.

Целью этого этапа является получение представления о пространственном распределении пород. В данном случае это разделение пород на коллектор – неколлектор. Для литологического моделирования использован метод детерминистской технологии с применением трёхмерной стратиграфической интерполяции.

Моделирование фильтрационно-емкостных свойств.

Целью данного этапа является определение значений петрофизических параметров продуктивных пластов. Для этого используется метод детерминистического взвешивания, при котором интерполяция значений параметра выполняется только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор.

Преобразование геологической модели в фильтрационную.

Для того, чтобы максимально сохранить геологическую неоднородность по разрезу, выделение слоев гидродинамической модели проводилось с учетом их выдержанности в соответствии с геолого-статистическим разрезом, построенном на основе геологической модели по параметру «литология». Перенос и осреднение параметров с детальной геологической сетки на гидродинамическую осуществлялся с использованием следующих алгоритмов:

- параметр песчанистости в каждой ячейке рассчитывался путем осреднения с использованием взвешивания по геометрическому объему;

- параметр пористости получался путем осреднения на основе взвешивания по эффективному объему, причем осреднение происходило только в пределах коллекторов. Рассчитывался поровый объем как произведение эффективного объема и коэффициента пористости. Эффективный объем находился как произведение геометрического объема ячейки и песчанистости;

- насыщенность определялась путем взвешивания параметра по поровому объему;

- абсолютная проницаемость определялась с использованием так называемого метода диагонального тензора.

Внешний вид гидродинамической модели нефтенасыщенности фаменского пласта Гагаринского месторождения изображен на рис. 4.5.

Рис. 4.5. Модель нефтенасыщенности пласта Фм Гагаринской залежи