Heavy-oil reservoirs geology and shortcomings of their analysis procedure
Authors: Панина Софья Андреевна , Абусалимова Ренара Рамисовна , Костина Анастасия Андреевна 
Published: July 2024

Статья освещает следующие вопросы: наличие свободной воды в залежах СВН шешминского горизонта, проблема определения подсчетных параметров по ГИС и учитываемые граничные значения этих подсчетных параметров при выделении пропластков, включаемых в эффективную нефтенасыщенную толщину. Свободная вода в залежи прослеживается несколькими методами, следовательно, вытекает вопрос о происхождении водонасыщенных пропластков. Пермские отложения и покрывающие их более молодые отложения содержат ряд водоносных горизонтов. Вероятно, нефть мигрировала с нижележащих горизонтов и начала формировать залежи нефти. Из-за небольшой глубины при контакте с воздухом нефть начала окисляться, создавая малоподвижные скопления, где и осталась вода. Все запасы сверхвязкой нефти поставлены на баланс. Подсчеты запасов выполнялись объемным методом. При расчете пористости и нефтенасыщенности использовался компенсационный нейтронный каротаж, боковой каротаж, гамма-каротаж и кавернометрия. Показания НК сильно зависят от технических условий: измерений диаметра скважины, глинистой корки и её свойств, промывочной жидкости, что требует введения соответствующих поправок. Первые попытки установления граничных значений параметров пласта для выделения коллекторов были предприняты уже в 1976 г. Граничные значения определялись статистическим методом. В основу была положена зависимость нефтенасыщенности от пористости, были построены графики распределения НН по интервалам пористости и, согласно данным графикам явно плохие коллектора здесь с пористостью до 5%, в интервале пористости 5-11% преобладает насыщенность 1-3%, но данные значения характерны для нижней части залежи, промытой в той или иной степени, пропластакам известковистых коллекторов, поэтому граничное значение было принято на уровне 11% пористости.
This paper covers a number of issues, namely presence of free water in heavy-oil reservoirs of the Sheshminsky horizon; problem of volumetric parameters determination by well-log data and their boundary values which are taken into account when identifying interlayers included in the net pay. Various methods detect free water in this formation; so, this raises the question regarding the origin of this water. Permian deposits, as well as younger overlying deposits contain a number of aquifers. Oil probably migrated from the underlying formations and accumulated in the upper layers. Oil oxidized when contacting air due to shallow depth, resulting in low-mobility oil accumulations containing water. All heavy oil reserves have been booked and estimated by a volumetric method. Porosity and oil saturation were determined by compensated neutron log, laterolog, gamma-ray log, and caliper log data. Neutron log data depend heavily on several technical factors, including borehole diameter measurement, mud cake properties, and flush fluid, which requires applicable adjustments. The first efforts to define boundary values of reservoir parameters date back to 1976. The boundary values were determined using a statistical approach, with oil saturation versus porosity taken as the basis. We plotted oil saturation distribution over porous intervals, and according to this data, intervals with porosity less than 5% contain obviously poor reservoirs. Intervals with 5-11% porosity have 1-3% of oil saturation; however, this is typical of the lower part of formation which has been swept to a varying extent, so the boundary value for porosity has been assumed to be 11%.