1. Геологическая модель аптского газоконденсатного месторождения (площадь Британия, Северное море) PGS Reservoir - Petroleum Geo-Services ASA Автор : Давыдова О. П., студентка РГУ нефти и газа Научный руководитель : Лобусев А. В., д. г - м. наук, профессор Консультант : Забродоцкая О. Н., старший геофизик ООО « ПГС СНГ »

2. -2- Цель : построение геологической модели аптского газоконденсатного месторождения. Решаемые задачи : определение подсчетных параметров. Программное обеспечение : комплексный пакет Tigress. Объект изучения - газоконденсатное месторождение, приуроченное к терригенным отложениям нижнего мела, аптскому ярусу. Литостратиграфически данные отложения принадлежат к формации Sola, Britannia member. Формация Sola рассматривается как мощное песчаное тело с многочисленными прослоями глин, глинистых песчаников и известняков, доломитизированных известняков. Основная нефтематеринская толща : Kimmeridge clay ( J3) Условия формирования : трансгрессивный цикл, турбидитные потоки, конусы выноса. Месторасположение : центральная часть Северного моря, в 225 км к северо - востоку от Абердина, площадь Британия. Введение

3. -3- Тектоническая карта региона

4. -4- Схема расположения скважин площади Британия

5. -5- Схематические палеокарты отложений юры и мела Jurassic Cretaceous

6. -6- Моделирование продуктивного пласта в среде Petrel

7. ChronostratigraphyBiostratigraphy Lithostratigraphy Sandstone Upper CretaceousCenomanian Hidra Fm.Chalk Group Lower Cretaceous Albian Rodby Fm. Cromer Knoll Group Captain BritanniaSola Fm. Aptian Nutfieldiensis Captain Kilda Bosun Ewaldi Marl Sloop Fischschiefer Barremian Wick Valhall Fm. Yawl Munk Marl Hauterivian Scapa Valanginian Punt JurassicRyazanian Kimmeridge clay Humber Group Местное стратиграфическое деление продуктивной части разреза

8. -8- Палетка для зонирование площади Британия

9. -9- Загрузка *las- файлов в базу данных, файлов с дополнительной информацией

10. -10- Предварительная обработка : внесение поправок ( за влияние скважины, за влияние зоны проникновения )

11. -11- Интерпретация методов ГИС Расчет глинистости по методу ГК (GR): построение гистограмм для определения минимальных и максимальных значений ГК. Метод ПС (SP) не информативен, бурение производилось на высокоминерализованной воде Построение кроссплотов по комплексу нейтронного, плотностного и акустического каротажа (NPHI-RHOB-DT) Выделение коллекторов по кондиционному значению эффективной пористости, принято по литературным данным 6%. Определение литологической принадлежности пластов - коллекторов Определение коэффициента водонасыщенности (Sw) по методам сопротивления (ILD-ILS) Определение параметра газонасыщенности Продуктивное расчленение разрезов скважин Построение разрезов детальной корреляции

12. -12- Интерактивный кроссплот для определения максимума и минимума ГК

13. -13- Выделение пластов - коллекторов по комплексу ГИС, определение их литологической принадлежности

14. -14- Отсутствие коллекторов в рабочей части разреза на примере скв. 15-22-15

15. -15- 1. Схема корреляции проведена с СЗ на ЮВ, вдоль простирания площади Британия, характеризуется неодинаковой толщиной продуктивной формации, охватывает 13 скважин, 3 из которых не входят в площадь Британия. 2. Схема корреляции проведена с СЗ на ЮВ, не затрагивает площадь Британия, характеризуется резким выклиниванием формации Sola, наблюдается стратиграфическое несогласие : 15-29-01 15-29b-4 3. Схема корреляции проведена с СЗ на ЮВ, не затрагивает площадь Британия, характеризуется значительным увеличением толщины формации Sola и отсутствием перспективных песчаных отложений : 22-28a-4 22-29-7 Детальная корреляция разрезов скважин

16. -16- Обоснование газоводяного контакта ( ГВК ) в целом для залежи по данным результатов интерпретации ГИС невозможно, так как рассматриваемая часть разреза находится выше газоводяного контакта. Поверхность ГВК для залежи носит сложную форму. Исходя из литературных источников [1], абсолютная отметка ГВК для всей площади Британия равна (- 4014) м. [1] Градиент падения ГВК имеет северо - восточное направление и равен 30 м / км. Из имеющихся скважин по результатам опробования в скв. 016-26-16 получена вода на глубине (-4138,9) м. Все рассматриваемые скважины являются вертикальными. [1] G. A. Blackbourn and M. E. Thomson Britannia Field, UK North Sea: petrographic constraints on Lower Cretaceous provenance, facies and the origin of slurry- fl ow deposits. [1] Обоснование газоводяного контакта

17. -17- Изучение макронеоднородности продуктивного пласта Продуктивный пласт SOLA Кол-во пропластков скважинакровляподошваН общНэфНэф/Нобщ мммм 15/30 - 3SOLA3889,234008,36119,1324,580,21 15/30-10SOLA3897,913990,8092,8997,8981,05 15/30 - 06SOLA3923,264062,50139,2446,57170,33 16/26 - 05SOLA3927,584031,89104,3165,71100,63 16/27a-6SOLA3889,254039,11149,8684,28180,56 16/26 - 16SOLA3994,864195,00200,14123,42150,62 15/29a-7SOLA3957,914051,9594,0418,75120,20 16/26 - 09SOLA3806,123914,00107,8873,5980,68 15/29a- 03SOLA3880,023986,00105,9815,3850,15 15/29a-5SOLA3956,594058,30101,7145,0780,44 Пласт Sola условно - неоднородный

18. -18- Определение параметра эффективной пористости При отсутствии керна, коэффициент эффективной пористости поточечно был определен по комплексу методов ГИС : нейтронному, плотностному и акустическому каротажу. Кп рассчитывался как среднее арифметическое, геометрическое и гармоническое, отдельно для каждого пропластка формации Sola, затем результаты усреднялись. При кондиционном значении коэффициента эффективной пористости 0.06, его значение для продуктивного пласта варьирует от 0.105 до 0.163, что согласуется с литературными данными, по которым максимальная пористость песчаников Sola - 16%. Для всей площади Британия пористость является удовлетворительной. Единично ( скв. 16-26-5) – пористость хорошая. Нужно отметить, что случаев плохой (0,05-0,10) пористости не выявлено.

19. -19- Снятие отчетов коэффициентов глинистости, эффективной пористости, водонасыщенности

20. -20- Коэффициент водонасыщенности породы определяют по материалам электрических и электромагнитных ( многозондовые ИК и БК ) методов ГИС. Это основной способ нахождения Кв и, соответственно, Кг. Считая, что рабочая часть разреза расположена в зоне предельного газонасыщения и остаточная вода отсутствует, по аналогии с определением коэффициента эффективной пористости, снимались отчеты коэффициента водонасыщенности. Кг = 1- Кв Зная значение коэффициента водонасыщенности для каждого продуктивного пропластка песчаника (Britannia member), вычислялось значение коэффициента газонасыщенности, далее результаты усреднялись по пласту. Кг =0.493-0.947 Определение параметров водонасыщенности и газонасыщенности

21. -21- Промежуточный результат : таблица подсчетных параметров

22. -22- Эффективна я пористость Водонасыщен ность Нефтенасыще нность Sola Коллектор СкважинаКровляПодошваН общКровляПодошваh эффН эфКопКвКно (m) суммгеомгармдолигеомгармдолигеомгармдоли 15/30 - 33889,234008,41193890,523891,521,0024,500,21 0,154 0,35 0,646 15/30 - 3 3899,623905,005,38 0,20 0,400,39 0,600,61 15/30 - 3 3919,073920,040,97 15/30 - 3 3933,793934,861,07 15/30 - 3 3939,393940,661,27 0,130,12 0,24 0,76 15/30 - 3 3941,633951,339,70 0,16 0,220,23 0,780,77 15/30 - 3 3954,583955,601,02 0,11 0,31 0,69 15/30 - 3 4004,274008,364,09 0,13 0,60 0,40 15/30-103897,913990,892,93898,043898,750,7128,390,080,070,1050,690,780,510,310,220,493 15/30-10 3918,863919,580,72 0,08 0,88 0,12 15/30-10 3927,243928,020,78 0,10 0,480,49 0,520,51 15/30-10 3929,023929,630,61 0,07 0,540,53 0,460,47 15/30-10 3931,713936,494,78 0,140,13 0,24 0,76 15/30-10 3953,113963,9310,82 0,13 0,87 15/30-10 3973,673976,422,75 0,11 0,530,54 0,470,46 15/30-10 3983,583990,807,22 0,150,14 0,52 0,48 15/30 - 063923,264062,51393938,603942,213,6146,570,18 0,1330,47 0,350,53 0,648 Конечный результат : таблица подсчетных параметров