Учет параметра анизотропии проницаемости в геолого-гидродинамических моделях карбонатных объектов (на примере Гагаринского месторождения)

Abstract

Актуальность работы. Значительная доля разрабатываемых нефтяных активов, приуроченных к карбонатным сложнопостроенным объектам, заметно возросла как на территории России, так и в Пермском крае. Достоверное знание параметров трещинно-порового типа коллектора позволяет уточнить действующие геолого-гидродинамические модели, подобрать рациональную систему разработки, регулировать процессы разработки и обеспечить для данного пласта оптимальные геолого-технические мероприятия. При построении и адаптации геолого-гидродинамических моделей нефтяных месторождений, особенно относящихся к сложнопостроенным карбонатным коллекторам, важное значение имеет знание как горизонтальной, так и вертикальной проницаемости (параметра анизотропии). При создании геолого-гидродинамических моделей карбонатных объектов месторождений Пермского края зачастую вертикальную проницаемость принимают равной нулю, хотя это далеко не так. Определение вертикальной проницаемости (параметра анизотропии), ее динамика при изменении пластового и забойного давлений и использование в геолого-гидродинамических моделях является актуальной задачей, которая позволит повысить качество и достоверность использования цифровых моделей для расчета и прогнозирования процесса добычи нефти. Цель: совершенствование геолого-гидродинамических моделей с учетом использования показателя анизотропии проницаемости. Объект: карбонатная фаменская залежь Гагаринского месторождения. Методы: обработка данных геолого-промысловых исследований; использование гидродинамического симулятора Tempest версии 8.3.1 компании Roxar. Результаты. По предложенной в статье методике определения параметра анизотропии обработаны 252 исследования, проведенные на добывающих и нагнетательных скважинах фаменской залежи Гагаринского месторождения. Для каждой литолого-фациальной зоны построена зависимость показателя анизотропии проницаемости от забойного давления. Для прогнозирования и оценки эффективности применяемых геолого-технических мероприятий и технологических показателей разработки авторами статьи модифицирована геолого-гидродинамическая модель с учетом полученных зависимостей об изменении параметра анизотропии. С помощью модифицированной гидродинамической модели удалось значительно улучшить адаптацию как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Таким образом, повысилось качество и достоверность цифровой модели фаменской залежи Гагаринского месторождения для расчетов и прогнозирования процесса добычи нефти.

The relevance of the research. A significant share of the developed oil assets, confined to carbonate complex objects, has increased markedly both in Russia and in the Perm Krai. Reliable knowledge of the parameters of a fracture-porous reservoir type allows selecting a rational development system, controlling development, ensuring optimal geological and technical measures for a given reservoir, clarifies the existing geological and hydrodynamic models. When building and adapting geological and hydrodynamic models of oil fields, especially those related to complex carbonate reservoirs, knowledge of both horizontal and vertical permeability (anisotropy parameter) is important. In practice, the vertical permeability in geological and hydrodynamic models is often assumed to be zero, although this is far from the case. Determining the vertical permeability (anisotropy parameter), its dynamics when changing reservoir and bottomhole pressures, and use in geological and hydrodynamic models is an important task that will improve the quality and accuracy of using digital models for calculating and predicting oil production. The main aim of the study is to improve the geological and hydrodynamic model, taking into account the use of permeability anisotropy index. Object: carbonate Famennian deposit of the Gagarinsky field. Methods: processing of geological research data; use of the Tempest hydrodynamic simulator version 8.3.1 from Roxar. The results. According to the method for determining the anisotropy parameter proposed in the article, 252 studies at production and injection wells in the Famennian deposit of the Gagarinsky field were carried out. For each lithofacial zone, the dependence of the permeability anisotropy index on the bottomhole pressure was constructed. For forecasting and evaluating the effectiveness of the applied geological and technical measures and technological indicators of development, the authors modified the geological and hydrodynamic model taking into account the dependencies obtained on the change in the anisotropy parameter. With the help of a modified hydrodynamic model, we managed to significantly improve the adaptation of both production and injection wells. Thus, it was possible to improve the quality and reliability of the digital model of the Famennian reservoir of the Gagarinsky field for calculating and forecasting oil production.