Подать статью
Стать рецензентом
Том 243
Страницы:
299
Скачать том:

Особенности учета анизотропии проницаемости в гидродинамической модели

Авторы:
Р. И. Ермеков1
В. П. Меркулов2
О. С. Чернова3
М. О. Коровин4
Об авторах
  • 1 — аспирант Национальный исследовательский Томский политехнический университет
  • 2 — канд. техн. наук ведущий эксперт Национальный исследовательский Томский политехнический университет
  • 3 — д-р геол.-минерал. наук ведущий эксперт Национальный исследовательский Томский политехнический университет
  • 4 — канд. техн. наук инженер Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Дата отправки:
2020-05-24
Дата принятия:
2020-05-29
Дата публикации:
2020-06-30

Аннотация

Важным этапом в построении геолого-гидродинамической модели является задание правильных свойств пластов и дальнейшая адаптация модели под исторические данные разработки. Основным источником информации о геологических свойствах продуктивных пластов являются каротажные данные скважин. В работе описывается применение методики постинтерпретационной обработки каротажных данных, с помощью которой находится значение латеральной анизотропии участка месторождения. Кратко рассматривается алгоритм действий по адаптации гидродинамической модели под параметры работы пласта по одной опорной скважине. Особенностью применения каротажных данных для изучения явления анизотропии проницаемости является то, что данный тип исследований широко распространен, имеет достаточную информативность, а сам геофизический комплекс не требует включения специализированных приборов. На основании геофизических исследований строится объемная модель свойств нефтегазоносного пласта, из которой далее используется распределение проницаемости, чей градиент позволяет установить направления улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. В результате при адаптации модели удалось достичь разницы в величине запасов между геологической и гидродинамической моделями в 2,4 %, что является приемлемой величиной отклонения для дальнейших расчетов. Было установлено, что направление улучшенных фильтрационных свойств имеет северо-восточное простирание при угле в 35°, а значение латеральной анизотропии составляет 2,2. Полученные результаты латеральной анизотропии с учетом данных по значениям вертикальной анизотропии включены в модель месторождения, на которой в дальнейшем планируется проводить исследования влияния анизотропии проницаемости на производительность пласта.

Ключевые слова:
анизотропия проницаемости масштаб анизотропии гидродинамическое моделирование система разработки
10.31897/pmi.2020.0.299
Перейти к тому 243

Литература

  1. Korovin M.O. Specialized rock sample analysis to study the anisotropy of oil and gas reservoirs. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2014. Vol. 324. N 1, p. 87-92 (in Russian).
  2. Merkulov V.P., Aleksandrov D.V., Krasnoshchekova L.A., Nenakhov Yu.Ya. Lithological and petrophysical anisotropy of sandy-clay reservoirs of oil fields. Nauchno-tekhnicheskii vestnik YuKOS. Moscow: Izdatelskii dom “Neft i capital”, 2004. N 10, p. 33-36 (in Russian).
  3. Merkulov V.P., Krasnoshchekova L.A. Study of spatial lithological and petrophysical heterogeneity of productive reservoirs of oil and gas fields. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. 2002. Vol. 305. N 6, p. 296-303 (in Russian).
  4. Aleksandrov D.V., Merkulov V.P., Krasnoshchekova L.A., Martynova T.E., Nenakhov Yu.Ya. Methodology and results of studying the anisotropy of the Upper Jurassic reservoirs (on the example of Krapivinskoe hydrocarbon field). Geofizicheskie metody pri razvedke nedr i ekologicheskikh issledovaniyakh. Tomsk: Izd-vo TPU, 2003, p. 114-119 (in Russian).
  5. Pankov M.V., Belozerov V.B., Mangazeev P.V. Development analysis of Krapivinskoe oil field. Tsentr professionalnoi perepodgotovki spetsialistov neftegazovogo dela. Tomsk, 2004, p. 425 (in Russian).
  6. Petrel development. Field Development in Petrel. URL: http://sis.slb.ru/products/petrel/petrel_reservoir_engineering (date of access 05.08.2018 g.).
  7. Pyatibratov P.V., Aubakirov A.R. Assessment of the influence of formation anisotropy in permeability on the efficiency of cyclic flooding. Ekspozitsiya neft gaz. 2016. N 5, p. 35-37 (in Russian).
  8. Yakutseni V.P., Petrova Yu.E., Sukhanov A.A. Unconventional hydrocarbon resources – a reserve for replenishing the raw material base of oil and gas in Russia. Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. 2009. Vol. 4. N 1, p. 20 (in Russian).
  9. Ahmadi P., Malehmir A. Elastic Anisotropy of Deformation Zones – From Lab Measurements to Real Seismic Data, an Example from Eastern Sweden. London: 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC, January, 2013, London. DOI: 10.3997/2214-46.09.20130UK756
  10. Al-Hadrami Н.К., Teufel L.W. Influence of Permeability Anisotropy and Reservoir Heterogeneity on Optimization of Infill Drilling in Naturally Fractured Tight-Gas Mesaverde Sandstone Reservoirs, San Juan Basin. SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Simposium and Exhibition, 12-15 March 2000, Denver, Colorado, USA. DOI: 10.2118/60295-MS
  11. Chen H.Y., Hidayati D.T., Teufel L.W. A Quick Method to Diagnose Flow Anisotropy Using Pressure Interference Data. SPE Rocky Mountain Regional/Low Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition, 12-15 March 2000, Denver, Colorado, USA. DOI: 10.2118/60290-MS
  12. Chen H.Y., Teufel L.W. Timing and Distance of Well Interference in Anisotropic Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 29 September – 2 October, San Antonio, Texas, USA. DOI: 10.2118/774555-MS
  13. Fanchi J.R. Directional permeability. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-27 September, 2006, San Antonio, Texas, USA. DOI: 10.2118/102343-MS
  14. Makhnenko R.Y., Tarokh A. Anisotropy in the undrained pore pressure response of rock. 52nd US Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, 17-20 June, 2018. Seattle, Washington, USA, p.7.
  15. Clavaud J.-B., Maineult A., Zamora M., Rasolofosaon P., Schlitter C. Permeability anisotropy and its relations with porous medium structure. Journal of geophysical research. 2008. Vol. 113. BO1202. DOI: 10.1029/2007JB005004
  16. Thomsen L.A. Fluid dependence of anisotropy parameters. 75th EAGE Conference & Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2013, 10-13 June, 2013, London, UK. DOI: 10.3997/2214-4609.20130348

Похожие статьи

Возраст оруденения Майского золоторудного месторождения (Центральная Чукотка): результаты Re-Os изотопного датирования
2020 Д. С. Артемьев, Р. Ш. Крымский, Б. В. Беляцкий, Д. С. Ашихмин
Глубинное строение и геодинамические условия гранитоидного магматизма Востока России
2020 В. И. Алексеев
Неразрушающий контроль многослойных сред методом годографа скорости упругих волн
2020 А. И. Потапов, А. В. Кондратьев
Методы оценки технической совместимости разнородных элементов в рамках технической системы
2020 С. А. Васин, А. С. Васильев, Е. В. Плахотникова
Математическая модель фазового перехода сжиженного метана в криогенном баке транспортного средства
2020 О. Н. Дидманидзе, А. С. Афанасьев, Р. Т. Хакимов
Геохимический подход в оценке воздействия техногенных объектов на почвы
2020 Г. И. Сарапулова