VOSTOCHNO-URENGOISKOYE+SEVERO-YESETINSKOYE FIELD: DETERMINATION OF FLUID CONTACT DEPTHS IN GAS‑CONDENSATE RESERVOIRS WITH OIL RIMS
Authors: Белова К.А. , Баранова Ю.М. , Пахомов С.И. , Натчук Н.Ю. 
Published: July 2024

Целью данного доклада является решение проблем определения межфлюидальных контактов по комплексу ПГИ, ГДИ и ГИС для газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой. Объектом исследования является пласт БУ1614 который представляет собой неоднородные по петрофизическим свойствам отложения шельфа. Пласт представлен серией линзовидных тел, насыщенных нефтью, газом и газовым конденсатом. В отдельных линзах пласта есть нефтяные оторочки и подстилающая вода. Проблемы определения характера насыщения пласта по ГИС и уровней межфлюидальных контактов связаны с: литологической изменчивостью пород, связанной с особенностями строения пласта неопределенностью в минерализации пластовой воды, связанной с качеством имеющихся глубинных проб воды влиянием вторичных изменений пород на показания ГИС. Рассмотрим каждую из проблем подробнее. Особенностью геологического строения пласта является литологическая изменчивость пород. Литотипы, слагающие пласт, характеризуются различными ФЕС, которые зависят от размеров и конфигурации пор, размеров и упаковки зерен. Для типизации литотипов разработана методика распознавания литотипов по керновым данным и ГИС. Получены индивидуальные зависимости проницаемости от пористости по комплексу специальных исследований керна, позволившие уточнить распределение данного параметра. В рамках работы рассмотрена проблема неопределенности параметра минерализации пластовой воды. Авторами работы выполнен анализ имеющихся проб пластовой воды, с целью исключения интервалов с промывочной жидкостью. Из всех изученных проб в пласте БУ1614 кондиционной оказалась только одна с минерализаций равной 4,7 г/л. Данные были учтены при создании петрофизической модели расчета нефтегазонасыщенности методом сопротивлений. Осложняющим фактором при создании модели насыщения пласта являлось влияние вторичных изменений, в том числе цеолитизации, интенсивность которой составляет порядка 7. Цеолитизация существенно сказывается на показаниях ГИС. Цеолитсодержащие коллектора часто путают с газонасыщенными, и это, в свою очередь значительно усложняет определение характера насыщения и установление уровней контактов. В работе представлена попытка выделения интервалов пласта, подверженным цеолитизации по ГИС. В работе рассмотрены проблемы определения уровней межфлюидных контактов газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой на примере пласта БУ1614 ВосточноУренгойскогоСевероЕсетинского месторождения, предложен комплекс мер для определения характера насыщения и уровней контактов, учитывающий сложное литологическое строение и неопределённость минерализации пластовой воды. Результаты работ позволили скорректировать уровни ВНК, ГНК, разработать программу до изучения пласта.
This paper presents solutions for detecting fluid contacts based on downhole logging, flow testing, and well logging in gas condensate reservoirs with oil rims. The horizon under study is BU1614 which is a heterogeneous reservoir made of shelf sediments. The reservoir comprises a number of lenticular bodies containing oil, gas, and condensate. In some of the lenses, oil rims and underlying aquifers are present. Problems of determining reservoir fluid content and fluid contact depths are attributed to: Lithological variation due to reservoir geology Uncertainty of formation water salinity due to poor quality of the available downhole water samples Influence of secondary rock changes on well logging results. These issues will be discussed later in details. The reservoir under study is characterized by lithological variation of rocks. Facies have different porosities and permeabilities depending on pore size and configuration, as well as on grain size and packing. Procedure for facies identification from core data and well logging data has been developed. Individual porositypermeability relationships have been obtained from SCAL (special core analysis) to update their distribution. The paper also reviews the problem of uncertainty in formation water salinity. The available water samples have been analyzed to exclude zones with flush fluid. Only one out of all the available BU1614 water samples proved to be of good quality, with salinity of 4.7 g/l. This data was used when developing a petrophysical model to estimate oil and gas saturation by a resistivity method. A factor that complicated development of a reservoir saturation model was the effect of secondary rock changes, including zeolitization which amounts to 7. Zeolitization significantly affects well logging results. Reservoirs containing zeolite are often mistaken for gasbearing formations, which in turn complicates determination of fluid content and fluid contact depths. The paper presents an attempt to identify reservoir intervals prone to zeolitization based on well logging results. The paper considers a problem of determining fluid contact depths in gas condensate reservoirs with an oil rim by the example of BU1614 horizon of the VostochnoUrengoiskoyeSeveroYesetinskoye field. A suite of methods has been proposed to determine fluid content and fluid contact depths that recognize complex lithological structure and formation water salinity uncertainty. This allowed updating WOC and GOC, as well as developing a program of further reservoir study.