Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/57872
Title: Определение и характеристика коэффициента связности коллектора геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых залежей
Other Titles: Definition and description of the oil and gas reservoir connectivity coefficient
Authors: Попов, Виктор Львович
Поднебесных, Александр Владимирович
Пыльник, Сергей Валерьевич
Popov, Viktor Lvovich
Podnebesnykh, Alexander Vladimirovich
Pylnik, Sergey Valerevich
Keywords: геологические модели; связности; коллекторы; коэффициент связности; вариограммы; эффект самородков; последовательное индикаторное моделирование; теория перколяции; многоскважинный индекс продуктивности; geomodel; reservoir connectivity, connectivity coefficient; variogram; nugget effect; sequential indicator simulation; percolation; multiwell productivity index
Issue Date: 2020
Publisher: Томский политехнический университет
Citation: Попов В. Л. Определение и характеристика коэффициента связности коллектора геолого-гидродинамических моделей нефтегазовых залежей / В. Л. Попов, А. В. Поднебесных, С. В. Пыльник // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов. — 2020. — Т. 331, № 1.
Abstract: Актуальность исследования обусловлена необходимостью количественной оценки связности коллектора геолого-гидродинамических моделей для классификации реализаций при многовариантной оценке неопределенностей и оптимизации выбора метода и параметров моделирования куба песчанистости. Цель: ввести понятие коэффициента связности коллектора, оценить репрезентативность предложенного параметра для моделей залежей различной детальности и геометрии; оценка влияния параметров неоднородности геологических моделей на коэффициент связности. Объекты: геолого-гидродинамические модели залежей нефтегазовых месторождений. Методы: геологическое и гидродинамическое моделирование, статистический анализ результатов геологического и гидродинамического моделирования. Результаты. Кратко рассмотрены существующие методы оценки связности коллектора в геолого-гидродинамических моделях, используемые для оценки ресурсов углеводородного сырья и выбора наиболее эффективных методов их разработки. На основе проведенного авторами анализа был предложен новый подход к определению параметра связанности как отношения перетока жидкости в исследуемой модели к модели с единичной песчанистостью. Рассмотрено влияние геометрии и детальности геолого-гидродинамических моделей на величину коэффициент связности. На примере синтетических стохастических моделей рассмотрены зависимости коэффициента связности от таких параметров, как песчанистость, ранги вариограмм, их анизотропия и эффект самородка. Введено понятие коэффициента гидродинамической связности коллектора, который характеризует способность модели фильтровать флюид, без учета влияния фильтрационно-емкостных характеристик. Этот параметр учитывает только распределение коллектора в объеме залежи и то, как ячейки коллектора расположены друг относительно друга. Предложенный способ расчёта позволяет оценить анизотропию перетоков флюида между ячейками по различным направлениям и оценить способность модели фильтровать этот флюид через себя. Коэффициент связанности, в отличие от перколяционных методов, позволяет получать непрерывную оценку гидродинамической связи между ячейками, не требует обязательного наличия истории работы залежи и не зависит от текущей системы разработки, реализуемой на месторождении.
The relevance of the research is caused by the need in quantitative evaluation of reservoir connectivity of models for classifying realizations in multivariant modelling and optimization of selection of methods and parameters for reservoir geomodelling. The main aim of the research is to define connectivity coefficient and estimate its representative validity for different size and geometry models; to evaluate impact of reservoir heterogeneity parameters on connectivity coefficient value. Objects of the research are geological and simulation models of oil and gas reservoirs. Methods of the research are geological modelling and reservoir simulation, statistical analysis of the results of geomodeling and reservoir simulation. Results. The paper briefly describes the existing methods for evaluating the connectivity of oil and gas reservoirs and new approach to connectivity estimation. New connectivity coefficient is defined as a ratio of model liquid rate to unit model liquid rate. Unit model means that net to gross ratio value for all cells is 1 and the model provides maximum possible liquid rate. The paper considers the impact of the model geometry and scale on the connectivity coefficient value. The authors have studied the relation of connectivity coefficient to net to gross ratio, variogram ranges and anisotropy, nugget effect. The connectivity coefficient was stated as a variable, which characterizes the ability of reservoir to pass fluid independent of absolute and relative permeability, porosity, transmissibility etc. The connectivity coefficient as opposed to percolation theory methods can provide continuous evaluation of fluid flow between model cells and does not require valid production history of reservoir.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/57872
ISSN: 2413-1830
Appears in Collections:Известия ТПУ

Files in This Item:
File SizeFormat 
bulletin_tpu-2020-v331-i1-20.pdf1,26 MBAdobe PDFView/Open


Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.