Группирование эксплуатационных объектов месторождений Западной Сибири на основе параметров обобщённой модели кривых капиллярного давления

Abstract

Актуальность. Группирование объектов позволяет уже на стадии выхода месторождения из разведки относить новые залежи к какому-либо из известных объектов-аналогов, находящихся в разработке. Использование опыта длительно разрабатываемых месторождений-аналогов при эксплуатации новых объектов несомненно является актуальной процедурой. Цель: выявление объекта-аналога путем использования ограниченного количества показателей, интегрально характеризующих данный объект. Объекты: продуктивные пласты юрского и нижнемелового возраста ряда месторождений Западной Сибири. Методы: статистическая обработка данных капилляриметрических исследований образцов керна ряда продуктивных пластов отдельных месторождений, создание математической модели кривых капиллярного давления. Результаты. При выявлении объектов-аналогов предлагается использовать обобщенную модель кривых капиллярного давления, которая представляет собой зависимость безразмерного капиллярного давления от нормированной (приведенной) водонасыщенности в логарифмической системе координат. В условиях Западной Сибири для любого месторождения на коллекции образцов керна в лабораторных условиях изучают капиллярные характеристики продуктивного пласта. Определяют фильтрационно-емкостные свойства образцов: пористость, проницаемость, остаточную водонасыщенность. Далее путем статистической обработки лабораторных данных можно получить обобщенную математическую модель капиллярных кривых. Параметры обобщенной модели a, b и c являются характеристиками данного продуктивного пласта, причём каждый продуктивный пласт однозначно характеризуется своими параметрами. Эти параметры являются неизменными для конкретного продуктивного пласта, но различными для пластов разных месторождений. Параметр a определяет степень смачиваемости поверхности порового канала, то есть водоудерживающую способность продуктивного пласта. Параметр b характеризует микронеоднородность каналов по размерам, а также долевое участие каналов в процессе фильтрации жидкости. Кроме того, относительные фазовые проницаемости для смачивающей (вода) и несмачивающей (нефть, газ) фаз для различных водонасыщенностей тоже определяются параметром b. Параметр c характеризует поведение кривой капиллярного давления в области минимальных значений размеров поровых каналов. Таким образом, обобщенная модель капиллярного давления однозначно характеризует данный эксплуатационный объект, и параметры модели могут быть использованы для распознавания объекта-аналога, находящегося в разработке. Очевидно, опыт разработки объекта-аналога можно уверенно использовать в процессе разработки рассматриваемого месторождения.

The relevance. The grouping of facilities allows, already at the stage of the field exit from exploration, classifying new deposits as any of the known analogue one being in development. Using the experience of long-term developed analogous fields in the exploitation of new facilities is undoubtedly a relevant procedure. The purpose: identification of an analogous facility by employing a limited number of indicators integrally characterizing the facility in question. The objects: productive strata of the Jurassic and Lower Cretaceous age of a number of fields in Western Siberia. Methods: statistical data processing of core samples capillarimetric studies from a number of productive formations of individual fields, a mathematical model of capillary pressure curves creation. Results. When identifying analogous objects, it is proposed to use a generalized model of capillary pressure curves, which is the dependence of the dimensionless capillary pressure on the normalized (reduced) water saturation in a logarithmic coordinate system. For any field in the conditions of Western Siberia the capillary characteristics of the productive formation are studied on the laboratory core samples collection. The filtration-capacity properties of the samples: porosity, permeability, residual water saturation, are determined. Further, by the laboratory data statistical processing, it is possible to obtain a generalized mathematical model of capillary curves. The generalized model parameters a, b and c are the characteristics of a given productive formation, and every productive formation is uniquely characterized by its own parameters. These parameters are unchanged for a specific productive formation, but different for the layers of different oil fields. The parameter a determines the wettability degree of the surface of the pore channel, that is, the waterretaining capacity of the productive formation. The parameter b characterizes the micro-heterogeneity of the channels in their size, as well as the share of the channels in the liquid filtration process. In addition, the relative phase permeabilities for the wetting (water) and nonwetting (oil, gas) phases for different water saturations are determined as well by the b parameter. The parameter c characterizes the capillary pressure curve behavior in the area of minimum values of the pore channel sizes. Thus, the generalized model of capillary pressure unequivocally characterizes the given operational facility, and the parameters of the model can be used to recognize an analogous object under development. Obviously, the experience of an analogous object developing can be confidently used in developing considered field.