Анализ эффективности применения кратковременного периодического режима работы скважин на примере объекта ачимовской толщи одного из месторождений Западной Сибири
УДК: 622.276.031:532.6
DOI: 10.33285/2413-5011-2023-2(374)-48-53
Авторы:
АБДУЛИН ИЛЬНУР КАМИЛЕВИЧ1,
РЯБОВ ИГОРЬ ВЯЧЕСЛАВОВИЧ1,
ШЛЯПЧИНСКИЙ АЛЕКСАНДР ВЛАДИМИРОВИЧ1,
ЛЕОНТЬЕВ СЕРГЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ2
1 Филиал ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" "КогалымНИПИнефть" в г. Тюмени, Тюмень, Россия
2 Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
Ключевые слова: капилляриметрические исследования, геометризация нефтяной залежи, функция Леверетта, водонасыщенность
Аннотация:
Изложена методика капилляриметрических исследований для геометризации нефтяных залежей. Помимо обычных границ залежи (внешний контур ВНК, линия литолого-фациального замещения, непроницаемый тектонический разлом и др.) обоснован новый вид контура водонефтяного контакта. На примере пласта D2st-ef (эйфельско-старооскольские отложения Ярегского месторождения) показано, что в отдельных случаях (при наличии соответствующих ФЕС) капиллярные силы в породе могут препятствовать миграции нефти по латерали, что ведет к соседству нефтенасыщенных прослоев с водонасыщенными на одной и той же абсолютной отметке при отсутствии какой-либо видимой традиционной границы залежи. Таким образом, использование кривых капиллярного давления позволяет воспроизвести истинную геометрию залежи, установить расхождение начальных геологических запасов нефти с учетом результатов капилляриметрии и без их учета. Подтверждением правильности полученных результатов является отклонение на 01.01.2022 г. фактической добычи нефти от проектной, составляющее –64 %.
Список литературы:
1. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений / С.Б. Денисов, С.И. Билибин, Т.Ф. Дьяконова [и др.] // Геофизический вестник. – 2001. – № 6. – С. 19–22.
2. Обоснование изменения водонасыщенности по высоте залежи нефти и газа при геолого-гидродинамическом моделировании / А.С. Некрасов, Д.В. Потехин, А.В. Шилов [и др.] // Нефт. хоз-во. – 2015. – № 10. – С. 78–81.
3. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2012. – № 1(5). – 70 c.
4. Закревский K.E. Геологическое 3D моделирование. – М.: Изд-во "Маска", 2009. – 376 с.
5. Большаков Ю.Я. Капиллярность как важный предмет изучения для решения задач современной нефтегазовой геологии и разработки месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2016. – № 9. – С. 56–59.
6. Методика выделения вертикальных скважин на основе минимума информации по скважинам / Р.Г. Сарваретдинов, Р.Х. Гильманова, А.М. Тупицын, В.А. Ленский // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2016. – № 10. – С. 24–27.
7. Тупицин А.М. Извлечение вязкой нефти из сложно построенных залежей комплексными технологиями вытеснения (на примере Байтуганского месторождения): автореф. дис. … канд. техн. наук. – Бугульма, 2017. – 22 с.
8. Антипин Я.О. Трехмерное геологическое моделирование нефтенасыщенности залежей продуктивных пластов на основе j-функции Леверетта // Изв. вузов. Нефть и газ. – 2016. – № 1(115). – С. 7–10.
9. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления / В.И. Петерсилье, Ю.А. Белов, М.Ф. Веселов, С.П. Горбунова – М.: ВНИГНИ, 1982. – Вып. 242. – С. 63–70.
10. Berg R.R. Capillary pressure in stratigraphic traps // AAPQ Bull. – 1975. – Vol. 59. – Pp. 939–956.
11. Jennigs J.B. Capillary Pressure Techniques: Application to Exploration and Development Geologhy // AAPG Bull. – 1987. – Vol. 71. – Pp. 1196–1209.
12. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для вузов // Изд. 3-е, перераб. и доп. – М.: Изд-во "Недра", 1982. – 311 с.
13. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. – Новосибирск: Наука, 1995. – 182 с.