Жайлиев А.О.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА И ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОГАЙСКОЕ *
Аннотация:
в работе рассмотрены методы определения профиля притока и текущей нефтенасыщенности по результатам ГИС скважины № 53 месторождения Огайское, направленные на повышение эффективности разработки и извлечения углеводородов.
Ключевые слова:
перфорация, кривая, термометрия, каротаж, интервал, исследования, глубина, скважина
DOI 10.24412/2712-8849-2025-687-2559-2570
Глубины всех методов ГИС приведены к глубинам открытого ствола скважины с использованием кривой ГК.Максимальный доход скважинного прибора составил 1399 м. Границы заявленных интервалов перфорации по данным локатора муфт отбиваются нечетко.В интервале 1321,0 – забой по данным ГК прослеживается радиогеохимическая аномалия.Введение. Для сопоставления данных различных геофизических методов, все глубины были приведены к глубинам открытого ствола скважины с использованием кривой гамма-каротажа (ГК) в качестве эталонной. Максимальная глубина спуска скважинного прибора составила 1399 м. Согласно данным локатора муфт, границы заявленных интервалов перфорации фиксируются слабо и характеризуются низкой четкостью. В интервале от 1321,0 м до забоя по данным ГК выявлена устойчивая радиогеохимическая аномалия, требующая дополнительного анализа [1-29].Статика. Исследования в статическом режиме проведены после 12 часов технологического простоя. Статический уровень жидкости при спуске скважинного прибора зафиксирован на глубине 44,0 м. Водонефтяной контакт по данным влагометрии намечен на глубине 148,0 м. Ниже по стволу скважины, согласно показаниям влагометрии, отмечено водонаполнение.По данным термометрии, против подошвенной части интервала перфорации 1304,0–1308,0 м наблюдается нарушение термоградиента (перегиб кривой), связанный с незначительным уходом жидкости в пласт. Перегиб кривой термометрии также отмечается на глубине 1332,0 м, приуроченной к ранее перфорированной изолированной зоне коллектора [30-41].Динамика. Исследования в динамическом режиме проведены при работе струйного насоса. Давление закачки рабочей жидкости (воды) для создания депрессии в подпакерном пространстве составляло 60–70 атм.Характер извлечённой жидкости по наблюдениям — пластовая вода с незначительным содержанием нефти.По результатам термометрии наблюдается перегиб кривой на глубине 1263,8 м, приуроченный к подошвенной части интервала перфорации 1258,5–1265,0 м, что характеризует зону слабоприточного пласта.Против интервалов перфорации 1298,2-1302м. И 1304,0-1306м. по данным термометрии и термокондуктивной дебитометрии анамалий, характеризующии излив жидкости из объектов исследования не отмечено.На глубине 1319,5м. по показаниям все параметров ГИС отмечается сильная аномалия, связанная с негерметичностью ранее изолированного перфорированного интервала 1298,5-1320,5м.Основной приток пластовой воды в ствол скважины на текущии момент исследований наблюдается с места негерметичности колонны на глубине 1319,5м.По проведенным исследованиям разноскоростной механической расходометрии и термокондуктивной дебитомерии приток жидкости из интервала перфорации 1258,5-1265,0 Ом. слабо выражен, вследствие интенсивного притока пластовой воды из места негерметичности. По этой причине дебит скважины при работе струйного насоса не был проведен [42-48].Результаты определения текущей нефтенасыщенности. Для определения текущей нефтенасыщенности коллекторов, приуроченных к интервалам перфорации, была проведена запись импульсного нейтрон-нейтронного каротажа в двухзондовой модификации.При интерпретации данных АИНК использовалась величина сечения поглощения тепловых нейтронов, зависящая от минералогического состава породообразующих минералов (таблица 1).Расчёты количественных параметров по данным ИННК производились с использованием кривой открытой пористости коллекторов открытого ствола.Количественная интерпретация данных импульсного нейтронного гамма-каротажа выполнена в программе «Interactive Petrophysics» с использованием модуля Cased Hole — «TDT Stand Alone SW analysis» (рисунок 1).Рисунок 1. По результатам ГИС скважины № 53.Полученные значения нефтенасыщенности позволили оценить текущие фильтрационно-емкостные свойства пластов и подтвердить эффективность выбранных интервалов перфорации.Таблица 1. Результаты обработка ИННК.Выводы:По результатам термометрических исследований на глубине 1263,8 м зафиксирован перегиб температурной кривой, приуроченный к подошвенной части интервала перфорации 1258,5–1265,0 м, что указывает на наличие зоны слабого притока.В интервалах перфорации 1298,2–1302,0 м и 1304,0–1306,0 м термометрия и термокондуктивная дебитометрия не выявили аномалий, характерных для излива жидкости, что свидетельствует об отсутствии продуктивного притока в этих зонах.На глубине 1319,5 м зафиксирована выраженная аномалия по всем параметрам ГИС, связанная с негерметичностью ранее изолированного перфорированного интервала 1298,0–1320,5 м.Согласно результатам разноскоростной механической расходометрии и термокондуктивной дебитометрии, приток из интервала 1258,5–1265,0 м выражен слабо. Это обусловлено интенсивным поступлением пластовой воды через зону негерметичности.По данным ИННК, подошвенная часть коллектора в интервале 1258,5–1266,0 м обводнена, однако наблюдаются признаки остаточной нефтенасыщенности.Анализ кривых ГИС выявил загрязнение призабойной зоны, вероятно вызванное выносом песка из перфорированных интервалов.
Номер журнала Вестник науки №6 (87) том 2
Ссылка для цитирования:
Жайлиев А.О. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОФИЛЯ ПРИТОКА И ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОГАЙСКОЕ // Вестник науки №6 (87) том 2. С. 2559 - 2570. 2025 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/24197 (дата обращения: 15.07.2025 г.)
Вестник науки © 2025. 16+