«Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»

Методология и результаты определения межфлюидных контактов Морского-Западно-Ракушечного месторождения в условиях геологической неопределенности

УДК: 622.276.5/6
DOI: -

Авторы:

¹ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
² Российский государственный геологоразведочный университет им. Серго Орджоникидзе, Москва, Россия

Ключевые слова: идентификация флюидного контакта, оценка запасов углеводородов, проектирование разработки нефтяного месторождения, Северный Каспий, шельфовое месторождение, геология, испытание пласта, геофизические исследования скважин, градиенты давления, водонефтяной контакт

Аннотация:

Выполнено обоснование вероятных отметок водонефтяного контакта в условиях геологической неопределенности – при отсутствии вскрытия водоносного горизонта в аптском ярусе (K1a) в поисково-оценочных скважинах 1-М и 1-ЗР, а также в условиях неполноты данных опробования аптского яруса Морского-Западно-Ракушечного нефтяного месторождения, определяющих границы в геолого-гидродинамической модели для последующей количественной оценки геологических запасов и проектирования разработки.

В ходе работы применены методы идентификации флюидных контактов, включающие интерпретацию результатов геофизических исследований скважин, петрофизические исследования керна и анализ данных пластоиспытателей, позволившие определить положения флюидных контактов в нескольких вариантах.

На основании анализа комплексных данных для определения положения флюидных контактов, а также единства свойств нефтей подтверждено наличие гидродинамической связи между аптским ярусом и неокомском надъярусом (K1nc). При наличии единого водоносного горизонта в скв. 1-М и 1-ЗР вероятный водонефтяной контакт находится на абсолютных отметках 1365,7 и 1363 м, соответственно, что позволяет перевести месторождение в категорию крупных. При этом извлекаемые запасы нефти увеличиваются в 2 раза до 64 млн т. Указанные отметки глубин рекомендуются к принятию для подсчета запасов в геолого-гидродинамической модели месторождения.

Вместе с тем, с учетом общего градиента давления водоносного горизонта в пределах лицензионного участка применен метод экстраполяции градиентов давления по нефти аптского яруса (K1a) на градиент давления по воде в неокомском надъярусе (K1nc). В результате расчетов показано, что вероятный водонефтяной контакт в скв. 1-М и 1-ЗР находится на абсолютных отметках 1378,5 и 1376 м, соответственно. Наличие отмеченных контактов на указанных глубинах приводит к увеличению запасов нефти.

На основании полученных результатов даны рекомендации по местозаложению проектной оценочной скважины для проверки установленных вариантов водонефтяных контактов.

Список литературы:

1. Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа по Морской и Западно-Ракушечной структурам / Т.Ф. Дъяконова, С.Б. Истомин, Т.Г. Исакова [и др.]: отчет ООО "ПетроРесурс". – М.: ОАО "ЦГЭ", 2009. – 82 с.
2. Совместный подсчет запасов нефти и растворенного газа по месторождению Морское-Западно-Ракушечное и составление трехмерной гидродинамической модели, ТЭО КИН и профилей добычи / Рук. С.И. Билибин: отчет Минэнерго РФ, ОАО "ЦГЭ". – М., 2011. – 197 с.
3. Мансуров М.Н., Островская В.В. Задачи поисково-разведочного и эксплуатационного бурения морских газоконденсатных скважин // Деловой журнал Neftegaz.RU. – 2017. – № 8(68). – С. 42–47.
4. Дзюбло А.Д. Геолого-геофизические исследования и модели природных резервуаров Баренцево-Карского региона с целью наращивания ресурсной базы углеводородов: дис. … д-ра геол.-минерал. наук. – М., 2009. – 267 с.
5. Дзюбло А.Д., Пятибратов П.В., Сторожева А.Е. Оценка влияния неопределенностей геологического строения Киринского месторождения на проектные технологические показатели разработки // Труды Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2016. – № 1(282). – С. 27–35.
6. Дзюбло А.Д., Алтухов Е.Е., Бенько Г.А. Поверхностный газ как риск при освоении нефтегазовых месторождений в Обской и Тазовской губах Карского моря // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2021. – № 6(342). – С. 52–58. – DOI: 10.33285/0130-3872-2021-6(342)-52-58
7. Михайлов А.Н. Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. – 2012. – № 1(5). – С. 70.
8. Возможности количественных оценок промысловых параметров нефтегазовых залежей испытателями пластов на кабеле / В.В. Рыбальченко, Н.Р. Ситдиков, В.Н. Хоштария [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 12. – С. 32–40.
9. Wang C.X., Cao W.L., Wang X.R. Pressure Gradient Computation and Application of Wireline formation Tester // Petroleum Exploration and Development. – 2008. – № 35. – Pp. 476–481. – DOI: 10.1016/S1876-3804(08)60096-8
10. Нефтенасыщенность низкопоровых терригенных коллекторов аптской нефтяной залежи Западно-Ракушечного месторождения (Средний Каспий) / С.Б. Остроухов, Е.А. Кaлининa, Д.В. Крaшaков [и др.] // Каротажник. – 2011. – № 10(208). – С. 22–33.
11. Геодинамика пластовых флюидов и ее применение для оценки гидродинамической сообщаемости пласта на месторождении в Западном Казахстане / С. Раматуллаев, М. Чарупа, В. Блинов [и др.] // Общество инженеров нефтегазовой промышленности SPE-191567. – 2018. – DOI: 10.2118/191567-18RPTC-MS
12. Wireline formation tester data for reserves classification: The Russian methodology and experience / V.N. Khoshtariya, A.A. Martyn, S.A. Kurdin [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition, Moscow, 24–26 October 2016. – Moscow: Society of Petroleum Engineers (SPE), 2016. – DOI: 10.2118/181975-ms
13. Niculescu B.M., Ciuperca C.L. Identification of fluid contacts by using formation pressure data and geophysical well logs. In: Proceedings of the 19th International Multidisciplinary Scientific GeoConference SGEM 2019. – Albena, Bulgaria, 2019. – DOI: 10.5593/sgem2019/1.2/S06.114
14. Определение глубин межфлюидальных контактов, характера насыщенности и коэффициента продуктивности в оценочных скважинах на Северном Каспии / В. Блинов, П. Вейнхебер, Д. Васильев [и др.]. // Общество инженеров нефтяной и газовой промышленности (SPE-176598). – 2015. – DOI: 10.2118/176598-MS
15. Evaluating Reservoir Connectivity and Compartmentalization Using a Combination of formation Tester and NMR Data / F. Van-Dunem, K. Contreiras, P. Weinheber, M. Rueda // SPWLA 49th Annual Logging Symposium. – Edinburgh, Scotland, 25–28 May 2008.
16. Блинов В.А., Тюкавкина О.В., Джалатян Я.Э. Расширенные возможности высокоинформативных методов испытания пластов на кабеле при построении и уточнении геолого-геофизических и гидродинамических моделей залежей углеводородов // Бурение и нефть. – 2024. – № 4. – С. 56–65. – DOI: 10.34757/2072-4799.2024.67.27.009
17. Ramaswami S., Elshahawi H., El-Battawy A. Integration of Wireline formation Testing and Well Testing Evaluation – An Example from the Caspian // SPE Res. Eval. & Eng. – 2012. – № 15(3). – Pp. 300–313. – DOI: 10.2118/139837-PA