Сергей Петрович Михайлов — главный специалист
AuthorID: 109424 SPIN-код: 1740-1362
190000, г. Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д.
Sergey P. Mikhailov — Chief specialist
AuthorID: 109424 SPIN code: 1740-1362
75–79 liter D Moika river emb., 190000, Saint Petersburg
Насыров Аскар Хайдарович — главный специалист
AuthorID: 105695 SPIN-код: 2830-6542
190000, г. Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д.
Askar Kh. Nasyrov — Chief specialist
AuthorID: 105695 SPIN code: 2830-6542
75–79 liter D Moika river emb., 190000, Saint Petersburg
Штырляева Анастасия Андреевна — главный специалист
AuthorID: 86486 SPIN-код: 2936-6727
190000, г. Санкт-Петербург, Набережная реки Мойки, д. 75–79, литер Д.
Anastasia A. Shryrlayeva — Descipline leader
AuthorID: 86486 SPIN code: 2936-6727
75–79 liter D Moika river emb., 190000, Saint Petersburg
Введение. Высокая геологическая неоднородность сложнопостроенных пород-коллекторов с текстурной глинистостью обусловливает необходимость создания особых методик геологического моделирования, позволяющих с максимально возможной точностью учесть все риски, с которыми сопряжена разработка продуктивных коллекторов такого типа. Это является особенно актуальным для 2D-построений, применяемых при концептуальном моделировании, поскольку при расчете карт нефтенасыщенных толщин недонасыщенные области остаются в объеме залежи и могут способствовать как завышению величины запасов, так и некорректной оценке перспективных районов при планировании бурения.
В статье предложен новый подход, позволяющий провести количественную оценку недонасыщенных толщин низкопроницаемых пропластков в пределах отложений с «рябчиковой» текстурой, существенной частью которого является создание адресной петрофизической модели.
Цель. Выработка определенных критериев для корректного прогноза зон развития коллекторов с «рябчиковой» текстурой в разрезах скважин и прогноза их характера насыщенности.
Материалы и методы. В рамках данной работы был использован керновый материал, материалы ГИС и сейсморазведочных работ.
Результаты. Реализован комплексный подход по подбору критериев выявления недонасыщенных толщин и их учету в 2D-геологической модели.
Заключение. Построение петрофизической модели пласта АВ12 является нетривиальной задачей и сопряжено с рядом сложностей, такими как наличие полосчатого насыщения, низкие фильтрационноемкостные свойства, высокая вертикальная неоднородность, влияние эффекта шунтирования электрического тока тонкими прослоями глин и карбонатно-глинистого цемента на показания методов электрометрии. Основными критериями выделения данных объектов в скважине являются низкие значения эффективных толщин, а также их расположение над водонефтяным контактом. Граничные значения по этим критериям определены на основе нейросетевого анализа, исходя из результатов капилляриметрических исследований методом полупроницаемой мембраны и относительных фазовых проницаемостей на керне.
Background. The high geological heterogeneity of complexly built reservoir rocks with textural clayey rocks necessitates the creation of special geological modeling techniques that allow us to account as accurately as possible for all the risks associated with the development of productive reservoirs of this type. It is especially urgent for 2D constructions, applied for conceptual modeling, because during calculation of oil-saturated thicknesses maps under-saturated areas remain in the volume of reservoir and may contribute to both overestimation of reserves and incorrect assessment of prospective areas during drilling planning.
The article proposes a new approach that allows quantitative assessment of undersaturated thicknesses of low-permeability reservoirs within deposits with “fritillary” texture, an essential part of which is creation of an addressed petrophysical model.
Aim. The purpose of this technique was to develop certain criteria for correct prediction of reservoir development zones with “ripple” texture in well sections and prediction of their saturation character. Materials and methods. As part of the work, core material, GIS and seismic data was used.
Results. An integrated approach has been implemented to select criteria for identifying undersaturated thicknesses and take them into account in a 2D geological model.
Conclusion. Building a petrophysical model of AB12 formation is a non-trivial task and is associated with a number of difficulties, such as the presence of banded saturation, low permeability properties, high vertical heterogeneity, the effect of electric current shunting by thin interlayers of clays and carbonate-clay cement on the readings of electrometry methods. The main criteria for distinguishing these objects in the well are low values of effective thicknesses, as well as their location above the water-oil contact. Boundary values for these criteria were determined on the basis of neural network analysis, based on the results of capillarimetric studies by semipermeable membrane method and relative phase permeabilities on the core.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.