Please use this identifier to cite or link to this item: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/57947
Title: Исследование влияния анизотропии проницаемости на разработку модельного блока терригенного нефтенасыщенного коллектора в ходе гидродинамических расчётов
Other Titles: Investigation of permeability anisotropy impact on development of block oilfield of terreginous oil-saturated reservoir during simulation
Authors: Ермеков, Роман Игоревич
Коровин, Михаил Олегович
Меркулов, Виталий Павлович
Чернова, Оксана Сергеевна
Ermekov, Roman Igorevich
Korovin, Mikhail Olegovich
Merkulov, Vitaly Pavlovich
Chernova, Oksana Sergeevna
Keywords: анизотропия; проницаемость; масштаб; вертикальная анизотропия; гидродинамическое моделирование; системы разработки; permeability anisotropy; anisotropy scale; vertical anisotropy; hydrodynamic simulation; development strategy
Issue Date: 2020
Publisher: Томский политехнический университет
Citation: Исследование влияния анизотропии проницаемости на разработку модельного блока терригенного нефтенасыщенного коллектора в ходе гидродинамических расчётов / Р. И. Ермеков, М. О. Коровин, В. П. Меркулов, О. С. Чернова // Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов. — 2020. — Т. 331, № 2. — [С. 162-169].
Abstract: Актуальность исследования состоит в существовании проблемы недостаточности информации при сборе и анализе геологических и физико-химических свойств разрабатываемых залежей. В частности, такая проблема касается анизотропии проницаемости, значение которой можно узнать первоначально лишь на основе керновых данных, получаемых в результате бурения с керноотборниками. Зачастую данная операция является затратной для недропользователя. Однако при построении геолого-гидродинамической модели величина анизотропии проницаемости является одной из ключевых характеристик пласта и значительно влияет на его поведение. В цели данной работы входило провести подбор оптимального значения вертикальной анизотропии на основе доступных данных и предложить варианты по улучшению существующей системы разработки в ходе гидродинамических расчётов анизотропной модели. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств. Методы: изучение особенностей течения флюидов в пористой среде, измерение и подбор значения вертикальной анизотропии проницаемости, а также проведение гидродинамических вычислений с учётом предлагаемых улучшений системы разработки. В результате исследования удалось узнать, что повышение значения вертикальной анизотропии не всегда приводит к увеличению выработки запасов в зоне работы скважины. Так, при значении вертикальной анизотропии 0,5 величина накопленной добычи нефти составила 1,968 млн м3, в то время как для значения 0,86 эта величина равнялась 1,913. Такой результат связан с геологическими особенностями продуктивного пласта и подчеркивает важность влияния анизотропии проницаемости. Кроме этого, выполнены гидродинамические расчёты на изотропной и анизотропной моделях, позволившие выделить оптимальные варианты оптимизации текущей системы разработки. Коэффициент извлечения нефти для изотропной модели составил 23,4 %, а для анизотропной модели - 22,8 % относительно размера извлекаемых геологических запасов. Таким образом, полученная разница в 0,6 % вновь показывает важность явления анизотропии проницаемости и необходимость как можно бо?льшего количества данных.
The relevance of the research lies in the problem of insufficient information in collection and analysis of geological and physical-chemical properties of the developed reservoirs. In particular, such problem concerns permeability anisotropy, the value of which can initially be realized only on the basis of cores obtained by core drilling. This is often costly and not beneficial for the subsurface user. However, during construction of geological model, the permeability anisotropy value is one of the key characteristics and significantly effects its behavior. The aim of this work is to determine the optimal value of vertical anisotropy based on the available data and to propose options to improve the existing development system during simulation of anisotropy model. The study object is one of oil fields of the Tomsk region, consisting of terrigenous sediments. A feature of the field is its location in the system of complex local lifted blocks of various orders. The main productive reservoir is represented by Jurassic sediments, created in a regressive-transgressive sedimentation series and have a complex distribution of poroperm properties. Methods: studying the flow characteristics of fluids in the porous medium, measuring and selecting the value of vertical permeability anisotropy, as well as carrying out simulations considering the proposed improvements of the development system. As a result, it has been learned that increasing the value of vertical anisotropy does not always lead to a growth in production of reserves in the well area. Thus, at a vertical anisotropy value of 0,5, the value of cumulative oil production was 1,968 MM m3 , while for 0,86 this value was 1,913 MM m3 . This result is related to the geological features of reservoir and emphasizes the importance of the permeability anisotropy effect. Simulations on isotropy and anisotropy models were performed, which allowed highlighting optimal options of optimization of the current development system. The oil recovery factor for the isotropy model was 23,4 % and for the anisotropy model 22,8 % relative to the size of the geological reserves to be extracted. Thus, the resulting 0,6 % difference again shows the importance of the permeability anisotropy phenomenon and the need for as much data as possible.
URI: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/57947
ISSN: 2413-1830
Appears in Collections:Известия ТПУ

Files in This Item:
File SizeFormat 
bulletin_tpu-2020-v331-i2-16.pdf1,34 MBAdobe PDFView/Open


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