Технология 3D-моделирования начальной нефтенасыщенности в переходной водонефтяной зоне по комплексу методов капилляриметрии и электрического каротажа

Abstract

Актуальность. 3D-распределение начальной нефтенасыщенности в объеме залежи является одним из ключевых элементов геолого-технологического моделирования, во многом определяя качество последующих проектных решений разработки. В публикации представлен анализ современного состояния проблемы изучения водонефтяной переходной зоны и распределения в ней нефтенасыщенности. Показано, что для терригенных гидрофильных коллекторов электрический боковой каротаж достаточно надежно контролирует флюидонасыщение пустотного пространства нефтяной части залежи, что предполагает возможность его использования при прогнозе совместно с методом капилляриметрии. Разработка методологии комплексного учета при определении нефтенасыщенности удельных электрических сопротивлений пород по данным геофизических исследований скважин и капилляриметрических исследований керна позволяет повысить достоверность 3D-геологического моделирования нефтяных залежей. Цель: оценить возможность достоверного определения нефтенасыщенности терригенных гидрофильных коллекторов путем комплексирования данных электрического бокового каротажа, фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и капилляриметрических исследований керна, построить 3D-модель распределения начальной нефтенасыщенности коллекторов в нефтяной залежи с учетом выделения водонефтяной переходной зоны. Объект: нефтенасыщенные терригенные коллекторы нефтяной залежи (Пермский край). Методика: многомерное математическое моделирование при разработке методологии определения начальной нефтенасыщенности коллекторов на основе комплекса геофизических исследований скважин и капилляриметрических исследований керна, построение 3D-распределения начальной нефтенасыщенности залежи с учетом параметров водонефтяной переходной зоны. Результаты. Авторами на основе разработанной методики для залежи пласта Бб Аспинского месторождения построена 3D-модель распределения начальной нефтенасыщенности. Для изученной залежи проведен анализ распределения зон свободного насыщения, недосыщения, переходной зоны и предельного нефтенасыщения. Полученная 3D-модель может использоваться при геолого-технологическом моделировании разработки нефтяной залежи

The relevance. 3D distribution of the initial oil saturation in a reservoir volume is one of the key elements of geological and technological modeling, largely determining the quality of subsequent development design solutions. The paper presents an analysis of the current state of the problem of studying an oil-water transition zone and distribution of oil saturation. For terrigenous hydrophilic reservoirs, electric lateral logging quite reliably controls void space fluid saturation in deposit oil part, which suggests the possibility of its integration with widely used capillarimetry methods. Aim: to evaluate the possibility of reliably determining oil saturation of terrigenous hydrophilic reservoirs by combining the data of electrical lateral logging, filtration-capacitance properties of reservoirs and capillarimetric core studies, to build a 3D model of distribution of the initial oil saturation of reservoirs in oil deposits, taking into account the allocation of the oil-water transition zone. Object: oil-saturated reservoirs of the Visean oil deposits of the Perm region. Method: methods of multidimensional mathematical modeling in the development of a methodology for determining the initial oil saturation of reservoirs based on a complex of well logging and capillarimetric studies of the core, construction of 3D distribution of the initial oil saturation of the reservoir, taking into account the parameters of the oil-water transition zone. Results. The authors, based on the developed methodology for the deposit of the reservoir Bb of the Aspinskoe field, built a 3D model of distribution of the initial oil saturation. For the studied reservoir, they carried out the analysis of distribution of zones of free saturation, undersaturation, transition zone and limiting oil saturation. The resulting 3D model can be used in geological and technological modeling of an oil deposit development