19 августа сотрудники Центра защитили на Центральной комиссии по разработке месторождений (ЦКР) Минэнерго РФ научно-исследовательскую работу «Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения». Работа выполнялась по договору с ОАО «Томскнефть» ВНК.

В апреле 2003 года Центр заключил договор с ОАО «Томскнефть» ВНК на выполнение проектного документа «Анализ разработки Крапивинского нефтяного месторождения». Первые результаты были доложены заказчику в декабре 2003 года, после этого работа проходила все уровни экспертизы, 21 июля отчет был рассмотрен рабочей комиссией ЦКР, и, с учетом принятого порядка, защита отчета была вынесена на пленарное заседание ЦКР.

На пленарном заседании ЦКР работа получила положительную оценку, отчет и рекомендации по нему были утверждены. Ниже приведены выдержки из протокола: «Экспертиза отмечает, что коллективом ученых и специалистов Томского политехнического университета выполнена большая научно-исследовательская и проектная работа, в которой проявился творческий неформальный подход к решению геологических и технологических вопросов разработки сложного по своему строению Крапивинского месторождения. Наряду с решением задач проектирования разработки, в отчете большое внимание уделено изучению особенностей геологического строения Крапивинского месторождения с применением современных методов исследований».

Данные заключения экспертов относятся к методологии построения геологической модели месторождения, суть которой состоит в том, что уточнение продуктивных пластов проведено на основе:

• детального анализа кернового материала, включившего литологическое описание продуктивной части разреза (420 м), фотографирование керна (280 фотографий), петрографические, геохимические, петрофизические исследования;
• систематизации фильтрационно-емкостной неоднородности продуктивной части разреза по данным лабораторных исследований и ГИС;
• переинтерпретации данных ГИС;
• литолгого-фациального и седименто— логического анализа формирования толщи;
• переинтерпретации данных 3Д сейсмо— разведки.

В соответствии с построенной литолого-фациальной моделью, в строении пласта Ю1-3 выделено шесть литотипов и шесть литофаций. Литотипы характеризуют неоднородность строения пласта по площади, а выделенные литофации — отражают литологическую неоднородность строения каждого литотипа в разрезе.

В соответствии с особенностями пространственного распределения литотипов и литологической характеристикой литофаций была подобрана седиментационная модель пласта, как дельта серповидно-лопастного типа. Согласно подобранной модели определены фациальная принадлежность и генезис литотипов и литофаций разреза, дана их фильтрационно-емкостная характеристика. В северной части площади выделен комплекс прибрежных баровых песков, где отмечается последовательное чередование высокопроницаемых и низкопроницаемых баровых песчаных тел северо-восточной ориентировки. В южной части месторождения выявлена крупная дельтовая протока, а в средней части переходная зона .

Эксперты также отмечают: «Весьма интересным является использование гидравлической единицы коллектора для выделения типов пород, практически это сводится к расчету величин индикатора гидравлического типа коллектора FZI (Flow Zone Indicator) и индекса качества коллектора RQI (Reservoir Quality Index). Для классификации пород были использованы девять различных способов классификации, из которых наиболее эффективным является кластерный анализ. В результате выделено 8 типов пород, из которых 6 являются коллекторами».

Концепция гидравлических единиц подразумевает, что существует ограниченное число типов коллектора, характеризующихся уникальным средним значением комплексного параметра FZI, который является уникальной характеристикой пористой среды, включающей геологические атрибуты текстуры и минералогии породы, и позволяет выделить гидравлические единицы. Каждый тип коллектора имеет индивидуальную зависимость проницаемость-пористость .

Использование типов коллектора позволяет улучшить точность прогноза распределения проницаемости. Это хорошо иллюстрируется на одной из скважин в сравнении с традиционным подходом, использующим одну экспоненциальную зависимость проницаемость-пористость. В предыдущем проектном документе для каждой из трех ритмопачек пласта Ю1-3 задавалась одна экспоненциальная зависимость, при этом выделение ритмопачек в ряде случаев проводилось субъективно .

В констатирующей части протокола ЦКР отмечает: «Работа Анализ разработки Крапивинского месторождения» выполнена на основе уточненной геологической модели в соответствии с решением ЦКР на высоком научном и техническом уровне и является предпроектной подготовкой к последующему проектному документу».