Мария Николаевна Мельникова — главный специалист
Тюмень
Maria N. Melnikova — Senior specialist
Tyumen
Юлия Владимировна Шилова — заведующий сектором
Тюмень
Yulia V. Shilova — Head of the Sector
Tyumen
Артем Васильевич Анохин — главный специалист
625048, г. Тюмень, ул. Максима Горького, д. 42
Artem V. Anokhin — Senior specialist
42, Maxim Gorky str., 625048, Tyumen
Введение. Неоднородность флюидонасыщения коллекторов тюменской свиты существенно осложняет корректную интерпретацию данных геофизических исследований скважин (ГИС) и построение двумерной геологической модели. Неопределенности, связанные с гетерогенным коллектором, требуют детального изучения. Текущие условия диктуют необходимость формирования подходов, позволяющих воспроизвести представление о строении резервуаров с возможностью учета осложняющего фактора в виде низкопроницаемого, резко невыдержанного коллектора.
Цель. Построение двумерной геологической модели залежи с учетом существующей флюидальной неоднородности.
Материалы и методы. В основу работы положены данные ГИС и керна. Капиллярная модель насыщенности построена по модели Брукса и Кори. Построение структурных поверхностей кровли и подошвы пласта Ю3, а также выделение области глинизации осуществлялось на основе сейсморазведочных данных МОГТ 3D. Подсчетные планы выполнены в программном обеспечении (ПО) Isoline.
Результаты. Рассмотрены результаты анализа неопределенности характера насыщения полифациальных терригенных отложений пласта Ю3 тюменской свиты. Полный комплекс лабораторных исследований керна с данными геофизических исследований скважин установил прямую зависимость степени нефтенасыщения низкопроницаемых коллекторов от фильтрационно-емкостных свойств вопреки общепринятому представлению её изменения по высоте залежи. На примере одной скважины показано наличие капиллярных барьеров первого рода, препятствующих полному заполнению залежи в контуре установленной нефтеносности.
Заключение. Разработанная геологическая модель с учетом флюидальной неоднородности коллекторов демонстрирует возможность наиболее точного отражения особенностей распределения характера насыщения коллекторов. Выявленные капиллярные барьеры и неоднородность насыщения подчеркивают необходимость комплексного подхода к интерпретации данных ГИС и керна. Полученные данные могут быть использованы для уточнения зон с высокой обводненностью на разрабатываемых месторождениях в условиях неоднородно насыщенных коллекторов.
Introduction. Heterogeneity of fluid saturation in the Tyumen Formation reservoirs significantly complicates the correct interpretation of well logging data and building a 2D geological model. Uncertainties associated with reservoir heterogeneity require detailed study. Current conditions necessitate the development of approaches that allow to reconstruct the reservoir structure, taking into account the complicating factors of low permeability and high discontinuity.
The objective of this study is to build a 2D geological model of the reservoir, taking into account the existing fluid heterogeneity.
Materials and methods. This study is based on well logging and core data. A capillary saturation model was built using the Brooks and Corey model. The 3D CDP seismic data was used to build the structural surfaces of the top and bottom of J3 reservoir and to interpret the shale-out zone. The reserves estimation maps were built in Isoline SW.
Results. The fluid type uncertainty analysis for the polyfacial terrigenous sediments of J3 reservoir of the Tyumen Formation are described. A comprehensive set of laboratory core studies, combined with well logging data, established a direct correlation between the degree of oil saturation in low-permeable reservoirs and their porosity and permeability properties, contrary to the general notion that it varies with reservoir height. A single well was used to demonstrate the presence of type I capillary barriers preventing complete reservoir charge within the established oil-bearing contour.
Conclusion. The geological model developed with account of reservoir fluid heterogeneity is capable of most accurate representation of the fluid type distribution patterns in reservoirs. The interpreted capillary barriers and saturation heterogeneity indicate the need for an integrated approach to the interpretation of well logging and core data. The obtained data can be used to update high-water-cut zones in developed fields with heterogeneously saturated reservoirs.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.