ОСОБЕННОСТИ ЦИФРОВОГО ФИЛЬТРАЦИОННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (НА ПРИМЕРЕ КОШЕХАБЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Введение. В статье рассмотрены особенности создания цифровой фильтрационной модели карбонатных отложений оксфордского яруса юрской системы, основанной на структурных построениях и результатах интерпретации геологических исследований. Материалы и методы исследований. Изложены фильтрационные расчеты и подходы к построению геологического разреза продуктивных отложений. Приведены необходимые исходные данные для расчета, полученные по результатам проведенных геолого-геофизических исследований и анализа промысловых данных. Результаты исследования и их обсуждение. Рассмотрены результаты комплексной интерпретации данных геолого-геофизических и керновых исследований для моделирования продуктивной залежи. Описаны основные этапы моделирования продуктивного резервуара: построение структурной модели залежи; создание фациальной модели; фильтрационно-емкостное моделирование. Фильтрационная модель адаптирована к фактическим данным по истории разработки на основе уточнения фильтрационно-емкостных свойств коллектора и настроена для прогнозных расчетов вариантов разработки. Приведена оценка достоверности модели оксфордских продуктивных отложений. Выводы: 1. Интегрированная интерпретация данных промысловых и керновых исследований, результатов опробования скважин выполнялась при подсчете запасов УВ, при этом интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели не превышала 20%. 2. Результаты проведенных построений показали увеличение площади газоносности на 112 % вследствие оконтуривания зоны рассеянных биогермов на основе анализа данных сейсморазведочных работ. Выделение подошвы биогермной зоны по методу общей глубинной точки в трехмерном формате привело к уменьшению общей толщины зоны биогермных образований и, соответственно, средней газонасыщенной толщины на 17%. 3. При геологическом моделировании на основе анализа данных сейсморазведки получены следующие параметры: площадь газоносности - 29,5 кв. км; средняя газонасыщенная толщина - 23,8 м; запасы пластового газа -13,641 млрд куб. м; геологические запасы конденсата - 111 тыс. т, из них извлекаемые составляют 94 тыс. т.

цифровое моделирование, фильтрационная модель, продуктивная залежь, геологический разрез, промысловые исследования, фильтрационно-емкостные свойства

1. Гасумов Р.А. Аппроксимационные математические модели эксплуатационных свойств газовых скважин и их применение к расчетам прогнозных дебитов / Гасумов Р.А., Толпаев В.А., Ахмедов К.С., Першин И.М., Гасумов Э.Р. // Нефтепромысловое дело. 2019. № 5 (005). С. 53-59.

2. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00: утв. Минтопэнерго России: введ. в действие приказом № 67 от 10.03.2000. М., 2000.

3. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. геологические модели. ч. 2. фильтрационные модели): разработаны Федеральным государственным учреждением «экспертнефтегаз» министерства энергетики российской федерации. М.: ВНИИОЭНГ, 2003.

4. Корнеев В.И. Прогнозирование коллекторов и поиски неантиклинальных ловушек в западном предкавказье по данным сейсморазведки / В.И. Корнеев, В.Л. Крининевич. М.: Геология нефти и газа. № 3. 1979. с. 64.

5. Аль6ом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М.: Недра, 1984.

6. Дуркин С. М. Моделирование процесса разработки нефтяных месторождений (теория и практика): учебное пособие. Ухта: УГТУ, 2014. 104 с.

7. Математические модели расчета фильтрационных процессов на газоконденсатных месторождениях / Гасумов Э.Р., Гасумов Р.А. // О новой парадигме развития нефтегазовой геологии: Материалы Международной научно-практической Конференции Казань: Изд-во «Ихлас», 2020. С. 174-178.

8. Gasumov E.R. Time of profitable operation of production wells at the final stage of development of a gas field // American Scientific Journal. 2020. №. 40. Vol. 2. р. 32-35.