Горно-геологические условия формирования и освоения месторождений углеводородов в Центрально-Каспийском бассейне (на примере месторождений Филановского, Юрия Корчагина, Хвалынского и Ракушечного)

Для терригенных пород альба, представленых полимиктовыми алевролитами, содержащими в своём составе радиоактивный элемент К40, определение глинистости пород по ГК является довольно условным, поскольку неизвестно содержание полевых шпатов непосредственно в скелете и в глинистой составляющей цемента коллектора. Использование же метода ПС для этой цели практически исключено ввиду слабой дифференциации кривой ПС из-за влияния на него высокой минерализации бурового раствора. Для определения глинистости алевролитов использовалась кривая КTh, по которой рассчитывался относительный разностный параметр Ig.Глинистость пород определялась также по уравнению Ларионова. Для проверки достоверности определения емкости коллекторов по данным ГИС полученные результаты были сопоставлены с данными керновых определений пористости, приведенных к пластовым условиям. Результаты сопоставлений свидетельствуют о достоверной оценке пористости по геофизическим методам.По данным интерпретации материалов ГИС в каждой скважине были определены величины средневзвешенной пористости для каждой залежи и рассчитаны средние пористости по площади.Коэффициент нефтегазонасыщенности определялся по методу сопротивлений с использованием статистических зависимостей относительного сопротивления газонефтенасыщенных пластов от коэффициента водонасыщенности для каждой залежи отдельно.Как известно, Рнг = п/вп =п/Рпв, где п – удельное сопротивление нефтегазонасыщенного пласта, в – сопротивление пластовой воды, вп – сопротивление пласта при 100 % водонасыщенности, Рп – параметр пористости. Эмпирические зависимости параметра пористости от пористости и параметра насыщения от коэффициента водонасыщенности для альбских алевролитов получены по керну из скважин № 1 и № 4 – Хвалынским и имеют вид: для альбских алевролитов Рп = 1,006Кп-1,8, Рн = 1,06Кв-1,77(Рисунок 22, Рисунок 23);Рп = 1,13 Кп-1,67 Рн = 1,17 Кв-1,11(порово-трещинный тип коллектора).Рисунок 22- Сопоставление параметра пористости с пористостьюРисунок 23 - Сопоставление параметра насыщения с коэффициентом водонасыщенностиУдельное электрическое сопротивление пластов определялось по кажущемуся сопротивлению глубинного зонда БК с введением всех необходимых поправок. Сопротивление пластовой воды уточнено по данным определения минерализации проб пластовой воды, полученной при испытании скважин №1 и №4-Хвалынской, в альбских пластахв = 0,035 Омм. Для каждой скважины определены эффективные газонасыщееные толщины, рассчитаны средневзвешенные значения пористости и коэффициента газонасыщенности.Состав и свойства газа, конденсата и попутных компонентовМесторождение им. Ю.КорчагинаНа месторождении конденсат альбского яруса с глубины 1306,8 м, выделенный из жидкости, имеет плотность p20=714 кг/м3, начинает кипеть при 40оС, до 100оС выкипает 46 % об., маловязкий (кинематическая вязкость при 20оС составляет 0,68 сСт), малопарафинистый (0,20 % масс. парафина), Конденсат содержит незначительное количество асфальтово-смолистых компонентов (0,04 % масс. силикагелевых смол, асфальтены отсутствуют), малосернистый (0,11 % масс. серы).Комплекс газоконденсатных исследований проведен по одной пробе из двух, отобранных при ОПК из скважины ВП-2. В ходе PVT-исследований установлено, что пластовый продукт представляет собой ненасыщенную газоконденсатную систему с давлением начала конденсации – 11,70 МПа при пластовом 14,53 МПа. В пластовых условиях плотность газа равняется 113,2 кг/м3, динамическая вязкость – 0,0171 мПас, коэффициент сверхсжимаемости – 0,855. Потенциальное содержание компонентов С5+ - 47,3 г/м3 пластового газа и 47,8 г/м3 сухого газа. Содержание неуглеводородных компонентов составляет около 1,4 мол. %: азота – 1,314 мол. %, углекислого газа – 0,089 мол. %, гелия – 0,021 мол. %, водорода – 0,008 мол. %, сероводород – не обнаружен.Месторождение им. В. ФилановскогоСвойства пластовой нефти непромышленной линзы альбского яруса представлены результатами исследований одной глубинной пробы нефти с интервала глубины 1318,5-1319,5 м, отобранной методом ОПК. Нефть альбского яруса имеет давление насыщения 13,3 МПа. Газосодержание нефти по результатам её дифференциального разгазирования составляет 107,2 м3/т, объемный коэффициент – 1,255, плотность нефти в пластовых условиях – 0,723 г/см3, вязкость – 0,87 мПа·с.Состав растворенного газа в нефти, отобранной из непромышленной линзы альбского яруса, установлен по результатам анализа одной пробы из скважины №8Р, полученной методом ОПК.Газ сепарации содержит метана в объёме 67,66 мол.%, этана- 15,28 мол.%, пропана- 9,54 мол.%. Неорганические газы представлены азотом в объёме 0,93 мол.%, углекислого газа - 0,051 мол.%. Сероводород и меркаптаны в составе газа не обнаружены.Свободный газ альбского яруса получен при испытании в скважине№2Р интервалов глубин 1176,0-1181,0; 1200,0-1203,0; 1207,0-1210,0; 1223,0-1225,0м и интервалов глубин 1215,0-1220,0; 1239,0-1244,0; 1247,0-1250,0; 1262,5-1264,5 м в скважине №4Р.Пластовый продукт содержит небольшое количество конденсата, значение конденсато-газового фактора в зависимости от условий работы скважины составили 33-48 см3/м3 в скважине№2Р и 36-44 см3/м3 в скважине№4Р. При отборе проб из сепаратора этот показатель составил 37,5 и 43,9 см3/м3 соответственно.Плотность газа в пластовых условиях, в среднем по залежи, равна 124,8 кг/м3, вязкость – 0,0176 мПа·с. Мольная доля сухого газа в среднем по двум скважинам составила 0,987, газа сепарации – 0,989.Пластовый газ залежи альбского яруса метановый (метана около 84 мол.%), содержит более 13 мол.% гомологов метана и около 2,7 мол.% азота и углекислого газа. Потенциальное содержание компонентов С5+ по скважине№2Р равно 48,8 г/м3, по скважине№4Р – 57,7 г/м3, что составляет 53,3г/м3 в среднем по залежи.Стабильный конденсат легкий, плотность его в поверхностных условиях составляет 713 – 706 кг/м3. Конденсат содержит незначительное количество твердых парафинов (0,03 мас.%), серы (0,01 мас.%), не содержит воды. В его составе преобладают парафиновые углеводороды (около 70 мас.%), содержание нафтеновых углеводородов составляет около 17 мас.%, ароматических – около 4 мас.%.Месторождение РакушечноеГазоконденсатная залежь альбского яруса испытывалась снизу вверх с наращиванием интервала испытания от 1287 до 1228 м. По результатам испытания выделено два пласта - II и I, 1288-1262 м и 1257-1228 м соответственно.Осредненный компонентный состав газов сепарации, дегазации, конденсата, пластового газа, полученный при испытании интервала 1228-1287 м в скв. 1-Рак приведены в таблице (Таблица 4). Сероводород в газе отсутствует. Плотность газа при стандартных условиях 1,230 кг/м3. Содержание С5+вв стабильном конденсате составляет 93,41 % мольных.Свойства газа и конденсата представлены в таблице (Таблица 5). Содержание С5+в в газе I пласта - 22,0 г/м3, II пласта – 26,1 г/м3. Давление начала конденсации – 11,0 МПа(а), давление максимальной конденсации - 4,0 МПа(а), динамическая вязкость в пластовых условиях - 0,0156 Па*с.Таблица 4Компонентный состав газов и конденсата газоконденсатной залежи яруса месторождения РакушечноеТаблица 5Свойства газа и конденсата газоконденсатной залежи альбского яруса месторождения РакушечноеМесторождение ХвалынскоеГазоконденсатная залежь альбского яруса испытывалась в скважине 4-Хвалынской при депрессии на пласт 1.80-5.03 МПа. Значения давления и температуры сепарации находились в пределах 2.82-4.13 МПа и 9.7-38.5оС соответственно. Конденсатогазовый фактор (КГФ) по стабильному конденсату при этом изменялся от 59.4 до 80.0 см3/м3.Отбор проб газа и нестабильного конденсата осуществлялся из сепаратора при давлении сепарации равном 3.9 МПа и температуре 36оС. КГФ при этих условиях составил 54.3 г/м3, коэффициент усадки сырого конденсата (массовый) – 0.94, плотность стабильного конденсата – 0.767 г/см3.Потенциальное содержание углеводородов С5+ в пластовом газе 53.9 г/м3 (1.38 % мол.), что в пересчете на сухой газ составляет 54.4 г/м3.Молярная доля сухого газа – 0.991. Плотность флюида в пластовых условиях – 152.4 кг/м3, вязкость – 0.021 мПас. Сероводород в пластовом продукте отсутствует.Стабильный конденсат плотностью 0.767 г/см3 и вязкостью при 20оС – 1.09 мПас, содержит (% масс.) серы – 0.09, твердого парафина – 1.00, смол – 0.16. Температура застывания его ниже минус 30 оС. Начало кипения конденсата - 63оС, 10% об. перегоняется при температуре 92оС, 50% об. - при температуре 157оС.Структурное моделирование. Создание трехмерной сетки, осреденение и перенос скважинных данных на сеткуЦелью создания цифровой трехмерной модели залежей углеводородов является необходимость представления изучаемого объекта в объёмном виде. Предметом объёмного моделирования геологического строения являются: форма залежи, внутренняя структура резервуара и залежи (пространственное взаимоотношение коллекторов и неколлекторов), фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и их газонефтенасыщенность.Для моделирования продуктивных пластов месторождений использовался программный пакет IRAPRMSROXAR. Объектом моделирования явились выявленные залежи УВ альбского яруса.На этапе структурного моделирования достигались согласованность и взаимоувязанность структурных поверхностей. Первым шагом было построение структурной поверхностности (грида) кровли продуктивного горизонта. Затем при помощи изохор получали структурную карту по подошве продуктивного пласта. Методом картопостроения поверхностей был выбран GlobalB-spline, с последующим сглаживанием и обязательной коррекцией по скважинным точкам. На основе согласованной между собой и со скважинными данными структурной модели создавалась трёхмерная сетка типа “corner point”. Размерность ячеек 3D сетки составляла 100х100м (по X и Y). Вертикальная размерность слоев (по Z) определялась общей толщиной пластов, степенью их неоднородности, минимальными значениями толщин проницаемых и непроницаемых прослоев. В результате была построена детальная 3D сетка с высоким разрешением, достаточным для сохранения тонких прослоев в объеме трёхмерной модели.Скважинные данные содержат следующие кривые, необходимые для построения геологических моделей: кривую стратиграфии – zonelog, кривую литологии – Lito, непрерывные кривые пористости и нефтенасыщенности – poro, soc. Построение карт толщин коллекторов. Литологическое моделированиеПолучение пространственного распределения литологических типов пород является одним из важнейших этапов моделирования, так как с учетом параметра литологии строятся трехмерные поля коллекторских свойств и насыщенности. На этапе литологического моделирования каждая ячейка была отнесена к коллектору либо неколлектору. Результат отображен в дискретном параметре литологии – Lito – код 0 соответствует неколлекторам, а код 1 – коллекторам. Для моделирования использовался детерминистский метод, основанный на 3D интерполяции непрерывной кривой литологии и последующем разделении по граничному значению 0.5 на коллектор-неколлектор. При выбранной методике пропласток коллектора, существующий в одной скважине и замещенный неколлектором в соседней, обрывается на середине расстояния между скважинами. Также параллельно был выполнен стохастический вариант распределения коллектора методом индикаторов на основании ГСР. Результат представлен в кубе Indicator. Расхождение объема залежей при распределении коллектора различными методами не превышает 5%.Моделирование фильтрационно-емкостных свойствРаспределение петрофизических параметров проводилось только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. При моделировании пространственного распределения пористости и насыщенности был использован детерминистский метод, основанный на 3D стратиграфической (послойной) интерполяции кривых poro и soc.При распределении пористости и насыщенности контролировались минимальные значения данных параметров согласно граничным значениям по данным ГИС. В неколлекторах пористость и насыщенность приравнивалась к нулю, и в водонасыщенных коллекторах, находящихся ниже принятых ВНК, насыщенность также приравнивалась к нулю.Полученные ЗD кубы параметров пористости и нефтенасыщенности анализировались визуально, а также путем сравнения их статистических характеристик с аналогичными характеристиками по каротажным данным.Для стохастической модели коллектора пористость распределялась с помощью модуля Petrophysicalmodeling методом Prediction. Для моделирования насыщенности в рамках стохастический модели использовался специальный тренд, построенный по функции зависимости насыщенности от произведения высоты над ВНК и квадрата пористости.Расхождения петрофизических характеристик между детерминистической и стохастической реализацией не превышали 3%.Статистические характеристики модели залежи альбского ярусаМесторождение им. Ю.КорчагинаСтруктурная модель залежи альбского яруса выполнена в модуле Structuralmodels на основе сейсмического грида по кровле пласта и карты общих толщин, построенной по скважинным данным. Размерность сетки составила 50Х50 м. Модель разломов создавалась на основе линий разломов, все разломы приняты условно вертикальными в пределах пласта. (Рисунок 24).Рисунок 24 - Реализация структурного каркаса альбской залежиРазмерность трехмерной сетки составила 100х100м, разрешение по Z - порядка 0,2 м (Рисунок 25). Такая детальность сетки позволила сохранить изменчивость параметров при осреднении скважинных данных.Рисунок 25 - Параметры 3D сетки альбской залежиНа рисунке (Рисунок 26) показано распределение параметра коллектор детерминистическим и стохастическим методами.Рисунок 26 - Распределение коллектора: детерминика и стохастикаВизуальное сравнение петрофизических моделей, выполненных различными методами (детерминистическим и стохастическим), представлено на рисунках (Рисунок 27, Рисунок 28).Рисунок 27 - Распределение пористости: детерминика и стохастикаРисунок 28 - Распределение насыщения: детерминика и стохастикаМесторождение им. В. ФилановскогоСтруктурной основой геометрического каркаса (Grid) являются поверхности кровли и подошвы альбской залежи (Рисунок 29). Поверхность газоводяного контакта принята на абсолютной отметке – 1296,6м.Геометрическая сетка построена конформно с числом слоёв - 46 и размером ячейки по латерали равным 100x100 м (Таблица 6). В среднем толщина слоя составила 0.8м.Рисунок 29- Структурная карта по кровле продуктивного пласта альбского яруса KR1RalТаблица 6Геометрические параметры структурного каркаса Grid геолого-гидродинамической модели альбской залежи KR1Ral№№ зоныПластТип сеткиXразмерячейки, мYразмерячейки, мZразмерячейки, мУгол поворота,P0NxчислостолбцовNyчислострокNzчислослоевКоличество активных ячеек1KR1RalCornerpoint100100U0,14÷1,80,857081409461505810Параметрическое заполнение модели выполнено по результатам интерпретации ГИС скважин 2, 4, 5, 6, 8. Осредненная на ячейки сетки скважинная кривая литологии детерминировано проинтерполирована и на ее основе построен дискретный куб литологии. Пористость и газонасыщенность детерминировано проинтерполированы в коллекторах.Карта газонасыщенных толщин и распределение пористости газонасыщенного коллектора по профилю скважин 5- 4- 8- 2- 6 приведено на рис. (Рисунок 30, Рисунок 31).Исходный куб проницаемости рассчитывался по зависимости, построенной на основе исследований керна (Рисунок 32). В дальнейшем, при гидродинамических расчетах, исходный куб проницаемости адаптирован по результатам исследований поисково-оценочных скважин.Рисунок 30- Карта эффективных газонасыщенных толщин альбской залежи KR1RalРисунок 31 - Распределение пористости газонасыщенного коллектора по профилю скважин 5 - 4 - 8 - 2 - 6 альбской залежи KR1RalРисунок 32 - Сопоставление коэффициентов абсолютной газопроницаемости и открытой пористости для отложений KR1RalМесторождение РакушечноеНа этапе структурного моделирования достигались согласованность и взаимоувязанность структурных поверхностей (Рисунок 33). Первым шагом было построение структурных поверхностностей (гридов) кровли и подошвы альбского горизонта. На основе согласованной между собой и со скважинными данными структурной модели создавалась трёхмерная сетка типа “Corner Point”, т.к. такая сетка наиболее точно адаптируется к ограничивающим поверхностям (Рисунок 34).Размерность ячеек 3D сетки составила 150Х150м (по X и Y). Вертикальная размерность слоев (по Z) определялась общей толщиной пластов, степенью их неоднородности, минимальными значениями толщин проницаемых и непроницаемых прослоев. Пласт альбского горизонта был условно разделен на 7 зон для обеспечения правильной (соответствующей интерпретации ГИС) корреляции пропластков коллектора внутри резервуара. В результате была построена детальная 3D сетка с высоким разрешением, достаточным для сохранения тонких прослоев в объеме трёхмерной модели (Рисунок 35, Рисунок 36).Рисунок 33 - Трехмерная реализация структурного каркаса альбского и аптского горизонтов Ракушечного месторожденияРисунок 34 - Параметры детальной трёхмерной сеткиРисунок 35 - Трехмерная реализация модели Ракушечного месторождения, параметр глубинаРисунок 36 - Трехмерная реализация модели Ракушечного месторождения, параметр зоныРазрез по литологии представлен на рисунке (Рисунок 37).Для моделирования использовался детерминистический метод, основанный на 3D интерполяции непрерывной кривой литологии и последующем разделении по граничному значению 0.5 на коллектор-неколлектор. При выбранной методике пропласток коллектора, существующий в одной скважине и замещенный неколлектором в соседней, обрывается на середине расстояния между скважинами.Рисунок 37 - Разрез по геологической модели, параметр литологияРаспределение петрофизических параметров проводилось только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор. При моделировании пространственного распределения пористости использовался детерминистический метод, основанный на 3D стратиграфической (послойной) интерполяции кривых POR(Рисунок 38).Рисунок 38- Разрез по геологической модели, параметр пористостьПри распределении параметра газонасыщенности в модели использовался детерминистический метод, основанный на 3D стратиграфической (послойной) интерполяции кривых газонасыщенности c использованием тренда, полученного при помощи зависимости между кривой газонасыщенности от параметра глубины и пористости (Рисунок 39), при такой методике газонасыщенность увеличивается с увеличением пористости и высоты над ВНК (Рисунок 40, Рисунок 41).Рисунок 39 - Зависимости нефтенасыщенности от комплексного параметра Q, где Q=Hвнк*POR2, для альбского горизонта Рисунок 40 - Трехмерная реализация тренда газонасыщенности, построенного по зависимости от высоты над уровнем ВНК и пористостиРисунок 41 - Разрез по кубу газонасыщенности, полученному путем распределения параметра SOC с использованием трендаПри распределении пористости и газонасыщенности контролировались минимальные значения данных параметров согласно граничным значениям, установленным по петрофизическим зависимостям.В неколлекторах пористость и газонасыщенность приравнивалась к нулю, и в водонасыщенных коллекторах, находящихся ниже принятых ГВК, газонасыщенность также приравнивалась к нулю (Рисунок 40, Рисунок 41).Полученные ЗD кубы параметров пористости и газонасыщенности анализировались визуально, а также путем сравнения их статистических характеристик с аналогичными характеристиками по керновым, каротажным данным.Месторождение ХвалынскоеДля проведения трехмерного цифрового геологического моделирования (Stratamodel) залежей были привлечены структурные карты в «Grid» формате, данные бурения скважин и результаты обработки промыслово-геофизических исследований в Las формате. Загрузка результатов обработки промыслово-геофизических данных по скважинам (пористость и газонасыщенность) производилась с шагом квантования равным 0.2 м, для максимального приближения цифровой модели к реальной. Так как залежи I пласта альбского яруса являются пластовыми, то для распределения по объему пористости и газонасыщенности использовался алгоритм «Proportional» (пропорциональное распределение слоев в пределах пласта). Для залежи II пласта альбского яруса, которая является массивной, использовался алгоритм «OnlaporOfflap» (равномерное распределение слоев от кровли коллектора). Моделирование параметров пласта (пористость и газонасыщенность) осуществлялось в детерминистской реализации (равномерное попластовое распределение свойств в объеме залежи). Сетка каркаса по продуктивным пластам Хвалынского месторождения имеет размерность по осям Х, У, Z соответственно 50×50×0.2 м.При моделировании геологической модели, для создания атрибутов по скважинам для пористости использовалось дискретное распределение (т.к. проводилась попластовая обработка ГИС).По результатам исследования керна было определено распределение проницаемости по глубине скважин 1 и 4-Хвалынских.Полученные результаты были загружены в базу данных OpenWorks и далее средствами программы StrataModel рассчитано поле проницаемости. При этом проницаемость по глубине скважин рассчитывалась как гармоническое среднее. При расчете пористости и проницаемости по объему (межскважинное пространство) использовался алгоритм WeightedAverage (SharpWeighting). Распределение значений по ячейкам модели основывается на расчетах функции:,где V – значение в ячейке;W – «весовая» функция, рассчитываемая по формуле:r – межточечное расстояние;R – радиус поиска;n – количество скважин;Z – значение атрибута в скважине;X – показатель степени (принят в модели равным 2).В результате работы построены трехмерные геологические модели, в которых интегрированы все геологические, геофизические и сейсмические данные.Распределения пористости и газонасыщенности в объемных реализациях приведены на рисунках (Рисунок 42 - Рисунок 45).Рисунок 42 - Распределение пористости в фильтрационной моделиI пласта альбского яруса Хвалынского месторожденияРисунок 43 - Распределение газонасыщенности в фильтрационной модели I пласта альбского яруса Хвалынского месторожденияРисунок 44 - Распределение пористости в фильтрационной модели II пласта альбского яруса Хвалынского месторожденияРисунок 45- Распределение газонасыщенности в фильтрационной модели II пласта альбского яруса Хвалынского месторожденияОбщий вид модели альбвского яруса Хвалынского месторождения приведен на (Рисунок 46).Рисунок 46 - Общий вид модели альбского яруса Хвалынского месторожденияПодсчет запасов нефти (газа) и попутных компонентов пласта К1alПодсчет запасов свободного газа и газа газовых шапок осуществлялся по формуле:,где:- -запасы газа, млн.м3;- - площадь газоносности, тыс.м2;- - средневзвешенная по площади эффективная газонасыщенная толщина, м;-- средневзвешенная по толщине пористость в пределах категории запасов, д.ед.;- - средневзвешенная по толщине газонасыщенность в пределах категории запасов, д.ед.;- - температурная поправка, рассчитывающаяся как отношение пластовой и стандартной температур;- PниРк- начальное и конечное пластовое давление, МПа;- Рсm- давление при стандартных условиях, 0,1 МПа;- αни αк - поправка на отклонение свойств газа от закона Бойля-Мариотта при начальном и конечном давлениях.Подсчет запасов сухого газа осуществлялся по формуле: Qсух.г. = QгхКсухости,где:- Qсух.г.- запасы сухого газа, млн.м3;- Qг - запасы газа, млн.м3;- Ксухости – коэффициент сухости газа, д.ед.Подсчет запасов растворенного в нефти газа осуществлялся по формуле:,где:- Qг - запасы растворенного в нефти газа, млн.м3;- Qн - запасы нефти, тыс.т;- ГС- начальное газосодержание пластовой нефти, м3/т.Геологические запасы конденсата рассчитывались исходя из объемов газа в пласте:Qк(геол.) = Qг/ 10-6 хП,где:- Qк(геол.) - геологические запасы конденсата, тыс.т;- Qг - запасы газа в залежи, м3;- П- потенциальное содержание С5+В в газе, г/м3.Извлекаемые запасы конденсата рассчитывались по величине балансовых запасов конденсата и коэффициенту извлечения конденсата путем перемножения этих величин: Qк(извл.) = Qк(геол.)х К,где:- Qк(извл.) - извлекаемые запасы конденсата, тыс.т;- Qк(геол.) - геологические запасы конденсата, тыс.т;- К - коэффициент конденсатоотдачи, д.ед.Запасы полезных компонентов подсчитывались исходя из объемов растворенного в нефти газа и потенциального содержания этих компонентов: Qкомп. = Qн.г. хПкомп.,где:- Qкомп.–балансовые запасы полезных компонентов, тыс.т;- Qн.г. – балансовые запасы газа, млн.м3;- Пкомп. - потенциальное содержание компонента, г/см3.Месторождение им. В. ФилановскогоСогласно классификации залежей УВ по фазовому состоянию и количественному соотношению газа, нефти и конденсата газовая залежь в альбских отложениях с содержанием С5+высш. около 4 % объема залежи отнесена к газоконденсатным.Площадь газоносности альбской залежи составляет 119 730 тыс.м2, объем газонасыщенных пород равен 1 105 850 тыс.м3, им соответствует средневзвешенная по площади газонасыщенная толщина равная 9,2 м (для категории запасов С1+С2).Газонасыщенные толщины, по которым строилась карта газонасыщенных толщин, определенные в скважинах по данным ГИС, изменяются от 14,2 м (скважина №8Р) до 7,6 м (скважина №5Р). Коэффициенты пористости и газонасыщенности, рассчитанные по данным ГИС в каждой скважине, отличаются не существенно. Для подсчета запасов приняты коэффициенты пористости (0,221) и газонасыщенности (0,545), определенные по данным ГИС.Начальное пластовое давление (Ро) в залежи принято равным 14,26 МПа. Конечное или остаточное пластовое давление (Рост) на конец разработки, ниже которого невозможен процесс извлечения газа из залежи принимается равным 0,1 МПа. Поправки на отклонение от закона Бойля-Мариотта – начальная 1,20 и остаточная – 1,05. Температурная поправка – 0,882. С учетом принятых параметров начальные запасы природного газа альбского яруса составили 20 004 млн.м3 (категория С1+С2), сухого газа – 19 803 млн.м3 (категория С1+С2). Из них сырого/сухого газа 18033/17852 млн.м3 – запасы категории С1 и 1971/1951 млн.м3 запасы категории С2.Начальные геологические запасы конденсата альбской залежи рассчитывались с учетом потенциального содержания конденсата 53,3 г/м3 и составляют 1 066 тыс.т (категории С1+С2). При принятом коэффициенте извлечения 0,605 (ТЭО КИК) начальные извлекаемые запасы конденсата в целом по альбской залежи составляют 645 тыс.т. Отдельно по категориям геологические/извлекаемые запасы конденсата составляют: 961/590 тыс.т – запасы категории С1 и 105/55 тыс.т запасы категории С2. Подсчетные параметры и запасы газа и конденсата альбской залежи приводятся в таблице (Таблица 7) и на подсчетном плане (граф.прил. 6).Таблица 7Сводовая таблица подсчетных параметров и запасов природного газа и конденсатаМесторождение им. Ю. КорчагинаПоложение газоводяного контакта и принято по ГИС на абс. отм. минус 1299,5 м (скв. 2Ш) на западном куполе и на восточном куполе - по последнему газонасыщенному пропластку в скважине 5Ш – минус 1331,2 м.На западе залежь пластовая сводовая, тектонически осложненая. На восточном куполе, в районе скважины 5Ш, залежь пластово-сводовая, осложнена нарушениями сбросо-сдвигового характера (граф.прил. 7). По степени изученности запасы в пределах контура газоносности западного и восточного купола отнесены к категории С2. Из продуктивной части разреза керн отобран в скважине ВП-2. Среднее значения коэффициента пористости по 14 учтенным образцам из 102 равно 0,24; остаточной водонасыщенности - 41%.Для терригенных пород альба пористость определялась индивидуально по методам ГГК и ННК с использованием стандартных петрофизических уравнений. Средневзвешенная пористость в трехмерной модели приближена к средневзвешенной по скважинам и равна 22% на западном и восточном куполе.Коэффициент газонасыщенности коллекторов определялся по ГИС методом сопротивлений, в основе которого лежит зависимость величины относительного сопротивления газонасыщенного пласта от коэффициента водонасыщенности. Газонасыщенность по геологической 3D модели на западном куполе равна 53 %, на восточном – 48 %.Пластовое давление, замеренное при ГДК в скважине ВП-2, составляет на западном куполе 14,4 МПа, на восточном – в скважине 5Ш – 14,73 МПа. Пластовая температура 62,2С (ГДК, скважина ВП-2).Состав газа, плотность определены по пробе, отобранной при ОПК скважины ВП-2.Поправка на температуру составила 0.87.Поправки на отклонение от закона Бойля-Мариотта, рассчитанные как обратные величины коэффициентов сверхсжимаемости, составили 1.17 на начальное давление и 1,002 – на конечное.Потенциальное содержание конденсата 47,3 г/м3для пластового газа (скв. ВП-2) и коэффициент конденсатоотдачи - 0,45 (по действующему проектному документу).Запасы сухого газа западного купола составили 2055 млн.м3. Запасы сухого газа восточного купола составили 404 млн.м3.Начальные запасы конденсата западного и восточного участков геологические/извлекаемые равны 117/53 тыс.т.Сводная таблица подсчетных параметров и запасов природного газа и конденсата по залежи К1al (Таблица 8).Таблица 8Сводная таблица подсчетных параметров и запасов природного газа и конденсата по залежам месторождения им. Ю. КорчагинаМесторождение ХвалынскоеГазоконденсатная залежь в отложениях альбского яруса.По результатам интерпретации ГИС и данным анализа кернового материала продуктивные отложения альбского яруса залегают в скв. 1 - Хв. на глубине 2380,8-2388,9 м (минус 2356,9 - 2365,0 м) (интервал отбора керна 2384,0-2409,0 м), в скв. 4-Хв. на глубине 2346,5-2364,2 м (минус 2322,2 – 2339,9 м) (интервал отбора керна 2345,0-2373,52 м) и представлены алевролитами крупнозернистыми, песчанистыми иногда песчаными. По данным ГИС в скв. 1 - Хв. пласт монолитен, эффективная толщина пласта равна 23,4 м, из которых эффективная газонасыщенная толщина составляет 8,1 м, водонасыщенная – 15,3 м. В скв. 4 - Хв. пласт-коллектор разделен плотными глинами на два пропластка с эффективными газонасыщенными толщинами 13,7 и 3 м, ниже по разрезу проницаемые алевролиты подстилаются известковистыми аргиллитами.Газоносность отложений альбского яруса доказана результатами испытаний скв. 4 - Хв., которая подтвердила характеристику насыщения пластов по данным ГИС. При опробовании в колонне интервала перфорации 2346,0-2364,0 м получен фонтанный приток газа с конденсатом и водой. Дебит газа на штуцере 28,58 мм составил 798,0 тыс. м3/сут, конденсата 47,4 м3/сут, воды 3,6 м3/сут. Исследования пробы воды определяют ее как смесь техногенных вод с долей конденсационной.Газоводяной контакт принят по ГИС в скв. 1 - Хв. на абсолютной отметке минус 2365,0 м. Результаты испытания скв. 4 - Хв. не противоречат принятому положению ГВК (граф. прил. 8).Залежь пластовая, сводовая, размеры залежи в пределах ГВК 15,0х12,5 км, этаж газоносности 45 м.Площадь газоносности и средневзвешенные газонасыщенные толщины определены по карте газонасыщенных толщин с учетом категорийности запасов. Поле запасов категории С1 выделено в круге радиусом 4 км от скв. 4 - Хв., что соответствует удвоенному интервалу между эксплуатационными скважинами, принятому для месторождений шельфа в данном районе, остальная часть залежи отнесена к категории С2.Пористость и газонасыщенность пластов-коллекторов изучались по керну и ГИС.По керну средние значения коэффициентов пористости и газонасыщенности составляют: по малым образцам - 0,19 и 0,65 соответственно, по большим образцам коэффициент пористости равен 0,19, остаточная водонасыщенность не определялась.Керном в скв. 1 - Хв. охарактеризована только часть продуктивного интервала, поэтому при подсчете запасов приняты значения пористости и газонасыщенности, определенные по ГИС, как наиболее представительные. По ГИС средневзвешенные величины коэффициентов пористости и газонасыщенности равны 0,20 и 0,52 соответственно.Фильтрационные свойства коллекторов определялись по лабораторным анализам керна и гидродинамическим исследованиям. По керну проницаемость по малым образцам равна 0,019 мкм2 и большим – 0,018 мкм2.По гидродинамическим исследованиям пласт имеет следующие фильтрационные характеристики: коэффициент проводимости коллектора – 1874,1 мкм2 см/мПа*с, коэффициенты подвижности газа и проницаемости пласта соответственно – 1,0 мкм2/мПа*с и 21,8 мД.Пластовое давление замерялось в процессе гидродинамических исследований и на глубине 2346 м равно 26,35 МПа. Для подсчета запасов давление приведено к середине залежи на глубину 2366 м расчетным путем, с учетом градиента давления, и равно 25,35 МПа. Пластовая температура равна 105оС.Коэффициент сверхсжимаемости, рассчитанный с учетом состава газа определенного по устьевым пробам, как функция давления, температуры и плотности газа, составил 0,98. Тогда поправки на температуру и на отклонение от закона Бойля-Мариотта равны 0,771 и 1,020 соответственно. Потенциальное содержание конденсата в газе равно 53,9 г/м3.Конденсатоотдача, рассчитанная с учетом результатов дифференциальной конденсации пластовой пробы газа в соответствии с методическими рекомендациями, равна 0,70.При принятых подсчетных параметрах, геологические запасы газа составляют по категории С1 16301 млн. м3, по категории С2 30180 млн. м3. Геологические/извлекаемые запасы конденсата равны 879/616 тыс. т (С1) и 1626/1138 тыс. т (С2) (Таблица 9).Таблица 9Сводовая таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа и конденсата газоконденсатной залежи альбского яруса Хвалынского месторожденияГазоконденсатная залежь в отложениях II пласта альбского яруса. Продуктивные отложения II пласта альбского яруса не опробованы и керном не охарактеризованы.По результатам интерпретации ГИС толщина II пласта более ста метров. Пласт практически монолитен и представлен алевролитом. Исключение составляют редкие, маломощные заглинизированные пропластки, которые имеют ограниченное распространение и не коррелируются между собой в разрезах скважин. Кровля пласта в скв. 1 - Хв. залегает на глубине 2491,2 (минус 2467,3) м, в скв. 4-Хв. на глубине 2459,7 (минус 2435,4) м. Газонасыщенность приурочена к прикровельной части пласта-коллектора в скв. 4 –Хв., в скв. 1 –Хв. пласт водонасыщен. Эффективная газонасыщенная толщина в скв. 4 –Хв. по данным ГИС равна 13,3 м.Покрышкой залежи является двадцатиметровая толща глин, расположенная между I и II пластами. Газоводяной контакт принят по ГИС в скв. 4 - Хв., где он уверенно отбивается на абсолютной отметке минус 2448,7 м (граф. прил. 9).Залежь массивная, размеры залежи в пределах ГВК 10,2х7,0 км, этаж газоносности 24 м.По степени изученности и достоверности фактических данных запасы подсчитаны по категории С2.Пористость и газонасыщенность пласта-коллектора изучались по ГИС и принятые для подсчета запасов средневзвешенные значения составили 0,20 и 0,52 соответственно.Состав газа для расчетов принят по аналогии с составом газа сепарации, полученного из I пласта альбской залежи в скв. 4 –Хв.Пластовое давление и пластовая температура определены расчетным путем с учетом градиентов давления и температуры и приведены к середине залежи на глубину 2461 м. Середину залежи является расстояние между самой высокой точкой залежи и уровнем ГВК. Для подсчета запасов пластовое давление принято равным 25,35 МПа, пластовая температура 107оС. Поправки на температуру и на отклонение от закона Бойля-Мариотта равны 0,771 и 1,020 соответственно. Содержание конденсата в пластовом газе и конденсатоотдача приняты по аналогии и равны 53,9 и 0,70 соответственно.При принятых подсчетных параметрах запасы свободного газа по категории С2 составили 14159 млн. м3; геологические/извлекаемые запасы конденсата равны 763/534тыс. т (Таблица 10).Таблица 10Сводная таблица подсчетных параметров и запасов свободного газа и конденсата залежи II пласта альбского яруса Хвалынского месторожденияКатегориязапа-совПлощадьгазонос-ности,тыс.м2Средняягазона-сыщеннаятолщина,мОбъемгазона-сыщенныхпород,тыс.м3Коэффициенты, доли ед.Начальноепластовоедавление,МПаПоправкиНачальныезапасыгаза,млн.м3Потен-циальноесодержа-ние С5+в ,г/м3Начальныезапасы,конден-сата,тыс.тКоэффи-циент кон-денсато-отдачидоли ед.Извлекае-мые запа-сы кон-денсата,тыс.тна тем-пера-туруна откло-нение от за-кона Бойля-Мариоттаоткрытойпорис-тостигазона-сыщен-ностиС2ГВЗ5587512,16773250,200,5226,350,7711,0201415953,97630,70534Месторождение РакушечноеПлощадь нефте- и газоносности по подсчетным объектам, отдельно для каждой зоны, категории запасов и лицензионному участку определялась на подсчетных планах, совмещенных со структурными картами по кровле коллекторов масштаба 1:50 000 м, а также по картам эффективных нефтенасыщенных толщин исходя из принятых абсолютных отметок межфлюидальных контактов по скважинам, на основании данных промысловой геофизики с учетом результатов испытания (граф.прил. 10).Структурной основой послужили сейсмические карты, полученные по результатам сейсморазведги МОГТ-3D, скорректированные по данным бурения скважин №№1-Р, 7-Р и 9-Р.Эффективная нефте/газонасыщенная толщина. При выделении коллекторов помимо данных ГИС, в обязательном порядке также учитывались результаты опробования, описания керна, данные лабораторных определений физических свойств и гранулометрического состава пород. Предварительно проводилась увязка керна с каротажными диаграммами с целью определения его истинного положения в разрезе. При этом в качестве реперов использовались литологические разности, наиболее однозначно выделяемые в керновом материале и по каротажу (глинистые прослои, мощные слои песчаников и т.д.). При увязке керна учитывались также результаты его лабораторных исследований. Однако предпочтение отдано параметрам, определенным по данным ГИС, так как эти данные наиболее полно характеризуют разрез в пределах скважин, в отличие от выборочных определений соответствующих параметров определенных по керну. Следует отметить, что данные определений тем и другим способом хорошо совпадают там, где керном охвачен разрез наиболее полно.Обработка результатов исследования керна включала в себя расчет средних (средневзвешенных по толщине) значений пористости и проницаемости для интервалов, выделенных в качестве эффективных толщин и охарактеризованных определениями коллекторских свойств, а также в целом по залежи. Все вышеуказанные материалы, а также результаты интерпретации данных ГИС приведены на геолого-геофизических разрезах продуктивных пластов по скважинам, выполненных в масштабе 1:200.Эффективная нефтенасыщенная толщина по скважинам определялась путем суммирования толщин отдельных прослоев коллекторов до принятого уровня контакта. Карты изопахит строились методом интерполяции в том же масштабе, что и подсчетные планы (1:100 000 м).По результатам определения суммарных толщин в скважинах по каждому подсчетному объекту построены карты эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенныхтолщин (граф.прил. 10).Средневзвешенная по площади залежи нефтенасыщенная и газонасыщенная толщина находится как частное от деления суммарного объема нефтенасыщенных пород на соответствующую величину площади нефтеносности, определенную на подсчетных планах, также и на картах эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин.Коэффициенты пористости и нефте/газонасыщенности коллекторов определялись по образцам керна и материалам ГИС. Начальное пластовое давление, барический и термический коэффициенты приняты согласно замерам и лабораторным определениям по результатам гидродинамических исследований скважин, проведенных в скважинах №№1-Р, 7-Р и 9-Р.Потенциальное содержание конденсатапринято, как величина, определенная экспериментально по анализам проб газа и конденсата, отобранных в скважинах№№1-Р, 7-Р и 9-Р из альбских отложений.Коэффициент извлечения конденсата залежей альбского яруса принят без изменений по отношению к КИК на Государственном балансе. Сводная таблица подсчетных параметров и запасов природного газа и конденсата по залежи К1al (Таблица 11).Таблица 11Сводная таблица подсчетных параметров и результатов подсчета запасов свободного газа и конденсата альбского яруса Ракушечного месторожденияЯрус,Кате-ПлощадьСредняяОбъемКоэффициентНачальноеОстаточноеПоправкаНачальныеНачальныеПотенциаль-НачальныеКоэффи-Начальныепачкагориягазонос-газона-газона-доли ед.пластовоепластовоена отклонениена тем-геологи-геологи-ное содержа-геологичес-циентизвлекае за-ности,сыщен-сыщен-открытойгазона-давлениедавлениеот закона Бойля-пера-ческие,ческие,ние конден-кие запасы конден-мые запасы  пасов ная ных,порис-сыщен-в залежив залежиМариоттатуру запасы запасы сата С5+вконденсата,сато-конденсата,   толщина,пород,тости,ности,(Рн.),(Рост.),припри газа,сухого газа,в газе, отдачи,   тыс.м2мтыс.м3доли ед.доли ед.МПаМПаРн.Рост. млн.м3млн.м3г/м3тыс.тдоли ед.тыс.тАльбскийР а с п р е д е л е н н ы й ф о н д Северный лицензионный участок лицензия ШКС №11386 НР IС186 53510.1872 4190.2000.43314.400.101.171.0030.87510 98510 91922.02420.910220С275 9109.0685 4920.1960.41514.400.101.171.0030.8758 1078 05822.01780.910162С1+С2 162 4459.61 557 911  19 09218 977 420 382IIС183 2608.2682 2840.2110.47414.480.101.181.0030.87310 0399 96926.12620.880231С275 6509.0683 5700.2030.45314.480.101.181.0030.8739 2489 18326.12410.880212С1+С2 158 9108.61 365 85419 28719 152 503 443I+IIС1  1 554 703 21 02420 888 504 451С2  1 369 062 17 35517 241 419 374С1+С2   2 923 765 38 37938 129 923 825Альбский  Н е р а с п р е д е л е н н ы й ф о н д Восточно-Ракушечный лицензионный участок лицензия ШКС №11500 НПIС175 03511.3847 9170.1970.41914.400.101.171.0030.87510 17610 11522.02240.910204IIС174 7047.9592 9520.2030.42114.480.101.181.0030.8737 4557 40326.11950.880172I+IIС1 1 440 869 17 63117 518 419 376  Северо-Каспийская площадь лицензия ШКС №10967 НПIС15 9648.852 6590.1970.38514.400.101.171.0030.87558157822.0130.91012IIС15 8737.946 4390.2020.41114.480.101.181.0030.87356756326.1150.88013I+IIС1  99 098 11481141 28 25Всего по залежам альбского ярусаIС1167 53410.61 772 99521 74221 612 479 436С275 9109.0685 492 8 1078 058 178 162С1+С2 243 44410.12 458 487 29 84929 670 657 598IIС1163 8378.11321675 18 06117 935 472 416С275 6509.06835709 2489 183 241 212С1+С2 239 4878.42005245 27 30927 118 713 628I+IIС1  3094670 39 80339 547 951 852С2  1369062  17 35517 241 419 374С1+С2   446373257 15856 788 1370 1226ЗаключениеВ результате проведенных исследований в процессе подготовки выпускной квалификационной работы были обобщены опубликованные и фондовые материалыпо изучению геологического строения территории Центрального Каспия. Изучены литолого-стратиграфические особенности геологического строения месторождений им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина, Хвалынского и Ракушечного (с 2019 г. им. В. Грайфера). Представлены некоторые черты тектонического развития и структурных характеристик района месторождений, нефтегазоносность с акцентом на перспективность разработки и эксплуатации альбских отложений нижнего мела. Проведена детальная корреляция альских продуктивных пластов в пределах изучаемых месторождений. Построены трехмерные цифровые модели. Определены подсчетные параметры и проведен подсчет запасов газа и конденсата альских пластов в пределах месторождений им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина, Хвалынского и Ракушечного (с 2019 г. им. В. Грайфера).Перечень использованных источниковАхметгалиев Ш.М., Николюкин А.В., Горбунов А.Ф. и др. Месторождение Филановское. Методы и технологии его освоения. Москва: Недра, 2015.Бочкарев В. А. Направленные поиски нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений в российском секторе Каспия / В. А. Бочкарев, Е. В. Сербина, П. А. Карпов // Тр. ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» - Волгоград, 2003.-Вып. 61.- С. 67-78.Бочкарев В.А. Строение и формирование залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского // В.А. Бочкарев, С. Остроухов, А.Г. Алексеев // Нефтепромысловое дело. -2010. - №2. - С.8-16.Бочкарева В.А. Подземные воды Прикаспийской впадины и ее восточных обрамлений/ В. А. Бочкарева, Ж. С. Сыдыков, Д. А. Джангирьянц.-Алма-Ата: Наука, 1973. -227 с.Быстрова И. В., Смирнова Т. С., Желтоухова Я. А., Эфендиева М. С. Гидрогеологические условия разработки месторождения имени Ю. Корчагина // Геология, география и глобальная энергия. 2022. № 4 (87). С. 15–26.Калинина О. В. и др. Петрофизические свойства коллекторов месторождения Хвалынское. Геология и геофизика, 2021, Т. № 4, с. 43-49.Колпаков В.Б., Джангирьянц Д.А. и др. Гидрогеология Арало-Каспийского региона//Тр.КазНИГРИ. Вып.14. – М.: Недра, 1977. – 160 с.Лебедев Л.И. Каспийское море. Геология и нефтегазоносность / Л. И. Лебедев, И. А. Алексина, Л. С. Кулаков и др. – М.: Наука, 1987. – 295 с.Летавин А.И. Тектоника и нефтегазоносность Северного Кавказа / А. И. Летавин, В. Е. Орел, С. М. Чернышев и др. – М.: Наука, 1987. – 94 с.Медведев П.В., Бочкарев В. А., Самойленко Ю. Н. и др. Закономерности размещения и условия формирования скоплений углеводородов в российском секторе Каспия: Отчет / ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»; Рук. А. Ф. Шейкина, А. В. Бочкарев. Волгоград, 2003. - 981 с.Никанорова А. М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений Центрального и Восточного Предкавказья/ Под ред. А. М. Никанорова и М. В. Мирошникова. - М.:Недра, 1972.- 280 с.Остроухов С Б., Цыганкова В.А. Бочкарев В.А. Концепция формирования и размещения залежей углеводородов в акватории Северного и Среднего Каспия / Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности: 66. материалов Междунар, науч.- практ. конф. - СПб: ВНИГРИ, 2008. - С. 135-139.Парпибаев М. А., Жумабаев А. А., & Керимбаев Ш. М. Особенности геологии и геологического строения месторождений Филановского, Юрия Корчагина, Хвалынского и Ракушечного в Центрально-Каспийском бассейне. Международный научно-исследовательский журнал, №3(36), 2016, С. 48-52.Порядин В.И. Термогидродинамические условия нефтегазоносности Западного Казахстана.- Алма-Ата: Наука, 1983. -162 с.Сербина Е. В. Стадийность освоения углеводородных ресурсов в акватории российского сектора Каспийского моря / Интервал. -2002, - № 11. - С. 24-29.Тектоника молодых платформ Евразии: Сб. науч. тр. / ГИН. Вып. 226. – М., 1972. – 297 с. Фертль У. Х. Аномальные пластовые давления: Пер. с англ.-М.: Недра, 1980. -348 с.Черепанова Н. В., Ситников С. В. Стратиграфия и геологическая история развития месторождения Хвалынское нефтегазоконденсатное месторождение. Материалы международной научно-практической конференции "Современные проблемы разработки полезных ископаемых", 2018, с.85-89.Шейкина А. Ф., Бочкарев А. В., Н.И. Цыбульская Н. И. и др. Оценка запасов нефти и газа, коэффициента извлечения нефти, распределения неоднородности фильтрационно-емкостных свойств на основе цифровых трёхмерных геолого-технологических моделей газонефтяных залежей месторождения им. Ю. Корчагина. Волгоград, 2003. - 150 с. Якуцени В.П. Гидрогеология юго-востока Прикаспийской впадины в связи с нефтегазоносностью. – Л.: 1961. – 260 с.