Локализация остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки Гильбертского месторождения по данным комплекса геофизических исследований
Автор: Босиков И.И., Клюев Р.В., Силаев И.В.
Журнал: Горные науки и технологии @gornye-nauki-tekhnologii
Рубрика: Разработка месторождений полезных ископаемых
Статья в выпуске: 4 т.10, 2025 года.
Бесплатный доступ
Полнота выработки запасов нефти в условиях упруговодонапорного режима зависит от множества факторов: геологического строения коллектора, свойств нефтяных пластов, характера взаимосвязи зоны отбора с законтурной областью, состояния текущего пластового давления относительно начального уровня, а также степени охвата продуктивных горизонтов процессом заводнения по всей толще и площади распространения. Основной задачей настоящего исследования является оценка оставшихся запасов нефти на месторождении и разработка технологий для их эффективной эксплуатации. Оценка степени отработки запасов проводится на основании комплексного анализа всех имеющихся данных, позволяющих определить особенности продвижения фронта водонефтяного контакта (ВНК) и энергетическое состояние резервуара. Анализ полноты выработки запасов проводился на основе результатов промысловых геофизических исследований, характеристик процесса вытеснения нефти водой и данных гидродинамического моделирования. Геофизический контроль выполнялся индивидуально по каждой скважине с целью мониторинга положения ВНК и выявления обводнённых участков продуктивного пласта. Метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа применялся для оперативного отслеживания динамики перемещения границы раздела нефть–вода в ходе разработки месторождения. Установлено, что остаточные извлекаемые запасы составляют 32,5% от начально извлекаемых запасов (НИЗ). Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,507. Установлено, что месторождение находится на четвертой стадии разработки, характеризующейся высокой обводненностью (94,8 %) и низкими темпами отбора нефти (1,71–2,32 % от НИЗ в год).
Нефтяные месторождения, скважина, каротаж, метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа, водонефтяной контакт, горизонтальные скважины, интерпретация, пласт, пористость, коллектор, нефтенасыщенность
Короткий адрес: https://sciup.org/140313241
IDR: 140313241 | УДК: 553.98 | DOI: 10.17073/2500-0632-2024-07-284
Identification of remaining oil reserves at the late stage of development of the Gilbert field using integrated geophysical data
The completeness of oil recovery under elastic water-drive conditions depends on numerous factors, including the geological structure of the reservoir, the properties of the oil-bearing formations, the interaction between the production zone and the peripheral area, the current reservoir pressure relative to the initial level, and the extent to which the productive horizons are swept by waterflooding throughout their thickness and areal distribution. The main objective of this study is to evaluate the remaining oil reserves in the field and to develop technologies for their efficient recovery. The degree of reserve depletion was assessed through a comprehensive analysis of all available data, enabling the identification of the oil–water contact (OWC) front movement and the current energy state of the reservoir. The assessment of recovery completeness was carried out using the results of field–geophysical surveys, the characteristics of oil-displacement by water, and data from hydrodynamic modelling. Geophysical monitoring was performed for each well individually to track the OWC position and identify water-swept zones of the productive reservoir. The Pulsed Neutron–Neutron Logging (PNNL) method was employed for real-time monitoring of oil–water interface movement during field development. It was established that the remaining recoverable reserves (RRR) account for 32.5% of the initial recoverable reserves (IRR). The current oil recovery factor (ORF) is 0.507. The field is currently at the fourth stage of development, characterized by a high water cut (94.8%) and a low annual oil-production rate (1.71–2.32% of the IRR).
