Котовское месторождение расположено на территории Каракулинского административного района Удмуртской Республики, в 30 км южнее г. Сарапул (рис.1).
Обзорная схема района работ
Рис.1.
В орографическом отношении площадь работ находится в пределах Сарапульской возвышенности. Территория района работ представляет собой холмистую равнину с перепадом высот от +170 м на водоразделах до +94 м в долинах рек.
Район работ расположен в бассейне реки Кырыкмас, которая является правобережным притоком реки Иж.
В основном, территория района занята сельхозугодиями. Островки леса представлены деревьями смешанных пород. Климат района континентальный, с коротким летом и продолжительной зимой, средняя температура воздуха в январе –14.1оС, в июле +18.2оС. Среднегодовое количество осадков составляет 460 мм, основная часть приходится на осенние и зимние месяцы.
Основу энергетической системы рассматриваемого района составляют действующие ЛЭП-110 кВт от Сарапула и Камбарки, а также ЛЭП-35 кВт от Сарапула на Мостовое и Каракулино. Источником питьевого водоснабжения служат пресные воды верхнепермского водоносного комплекса, водообильность пластов которого изменяется в пределах 0.5–8.4 л/с. Техническое водоснабжение осуществляется за счёт подачи воды из р. Кырыкмас.
В районе работ развита нефтедобывающая промышленность (северо-восточнее площади работ находится Дубровинское, южнее – Новоселкинское месторождения нефти) и сельское хозяйство. На этих производствах занята основная масса населения. В непосредственной близости от участка работ находятся месторождения строительных материалов (известняк, ангидрит, гипс) и каменного угля.
На 01.01.2019 г. разработка месторождения осуществляется в соответствии с действующим проектным документом, добыча нефти осуществляется из подоло-каширо-верейского, визейского и турнейского объектов. По состоянию на 01.01.19 г. на месторождении пробурено 177 скважин, из них в действующем добывающем фонде числится 136 скважин, нагнетательных – 30, бездействующих – две, пьезометрических – одна, в консервации одна, ликвидированных – семь.
Промышленная нефтеносность месторождения установлена в пластах П3+П4 по-дольского горизонта (С2pd), пластах К1, К2, К3/, К3// и К4 каширского горизонта (С2ks), пластах В-0//, В-0/, В-0, В-I, В-II, В-IIIа и В-IIIб верейского горизонта (С2vr) среднего кар-бона; пласты C1-ок и С1аl алексинского горизонта визейского яруса, пласты С-II+ С-III, С-IV, С-V+ С-VI яснополянского надгоризонта визейского яруса (C1v) и пласт C1t кизеловского горизонта турнейского яруса нижнего карбона.
В разработке находятся три объекта: подоло-каширо-верейский, визейский и турнейский. Анализ текущего состояния месторождения проведен на запасы нефти категории А+В1, которые будут поставлены на баланс 01.01.2020 г., по результатам выполненного в 2019 году ПЗ, в объеме:
• Геологические: категория А+В1 – 56520 тыс. т, В2 – 4690 тыс.т;
• Извлекаемые: категория А+В1 – 16306 тыс. т, В2 – 935 тыс.т.
1.2. Геологическая модель месторождения
Цифровая 3D геологическая модель продуктивных пластов выполнена с использованием программного комплекса IRAP RMS 2013.1.4. Исходной информацией послужили данные подсчета запасов, выполненного в 2018 г., структурного, поисково-разведочного, эксплуатационного бурения, ГИС и изучения керна.
Объектами геологического моделирования являются следующие продуктивные отложения: пласты П3 и П4 подольского горизонта; К1, К2, К3', К3'', К4 каширского горизонта; В-0'', В-0', В-0, В-I, В-II, В-IIIа, В-IIIб верейского горизонта, С1оk нерасчлененных веневского, михайловского и С1al алексинского горизонтов окского надгоризонта; С-II+C-III, С-IV, С-(V+VI) визейского терригенного комплекса; С1t турнейского яруса.
Построение структурной модели условно можно разделить на этапы:
1) выбор опорной поверхности;
2) определение уровня ВНК (УПУ);
3) коррекция абсолютных отметок пластопересечений на уровень ВНК (УПУ);
4) выбор размера ячеек по осям XY;
5) построение карт по кровле и подошве пластов с учетом скорректированных абсолютных отметок.
Построение структурной модели проводилось в три этапа.
На первом этапе были созданы опорные модели горизонтов. При этом использовались структурные поверхности отражающих горизонтов, скорректированные в результате переинтерпретации материалов сейсморазведки 3D с учетом новых данных бурения. Для объектов среднего карбона на Котовском месторождении использовались поверхности по отражающим горизонтам ОГ IIв и ОГ IIб, для объектов нижнего карбона – ОГ II и ОГ IIп. Корреляция опорных горизонтов, границ пластов однозначная. На рисунках 2-3 представлены корреляционные схемы.
Схема корреляции пластов верейского горизонта среднего карбона
Рис. 2.
Схема корреляции пластов визейского и турнейского яруса
Рис. 3.
На втором этапе на основе модели опорных горизонтов создавались модели изохор для всех моделируемых пластов. В качестве исходных данных использованы результаты интерпретации материалов ГИС, применялся алгоритм Local-Bspline, радиус интерполяции 1000 м.
Следующим шагом явилось создание детальных моделей горизонтов. В качестве базовых послужили созданные ранее опорные модели горизонтов, в качестве исходных данных - модель изохор и отбивки пластов по скважинам.
При построении структурных поверхностей в трехмерной модели основополагающим элементом является размер выбранной сетки. Для всех пластов поверхности моделировались с использованием сетки 25х25 м при расстоянии между скважинами 150-250 м. Такой размер элементарной ячейки позволяет точно описать геометрию залежи и учесть особенности литологического замещения пород. При построении структурных поверхностей учитывалась также и согласованность залегания, т.е. отсутствие пересечений.
Результаты структурного моделирования приведены на рисунках 4-5.
Весь текст будет доступен после покупки
