Учёт влияния относительных фазовых проницаемостей на адаптацию месторождения с терригенным типом коллектора

Abstract

Актуальность исследования заключается в факте истощения запасов углеводородов. Перед исследователями сейчас стоит основная задача - добыть из пластов-коллекторов как можно больше углеводородов. Решить эту проблему можно двумя способами: создать новую технологию формирования цифровой модели продуктивного резервуара (математическую модель) или новый (альтернативный) подход к обработке существующих данных. В рамках второго способа необходимо провести анализ применения текущих данных, кардинально влияющих на гидродинамические характеристики, и детально изучить возможности их альтернативного учёта в существующих математических моделях, реализованных в современных программных продуктах. Дополнительным опорным фактором является то, что все исследования и результаты контролируются геологическими условиями формирования пластов-коллекторов и их насыщением. Кривые относительных фазовых проницаемостей являются одним из основных наборов данных, критически влияющих на фильтрацию углеводородов. Коэффициент остаточной нефти, воды, точка перехода фильтрации из зоны преобладания нефти в зону проебладания воды - важнейшие параметры, от которых в конечном итоге зависит коэффициент вытеснения. Цель: изучить возможность использования кривых относительных фазовых проницаемостей для улучшения адаптации характеристик добычи без дополнительных их модификаций и перерасчётов. Предполагается получить дополнительные расчёты гидродинамических моделей и сопоставить эти результаты с фактическими результатами добычи. Объект: месторождение, территориально расположенное в юго-восточной части Западной Сибири. Тип коллектора терригенный. Стратиграфически пласт приурочен к верхнеюрским отложениям. Неоднородное распределение фильтрационных свойств позволяет рассмотреть влияние относительных фазовых проницаемостей на расчёты характеристик добычи. Методы: создание гидродинамической модели месторождения с применением неизменённых кривых относительных фазовых проницаемостей. Основная идея заключается в необходимости изучить возможность и целесообразность использования немодиифцированных кривых для расчёта параметров добычи. Финальный шаг - сравнение характеристик добычи по гидроднамическим моделям и фактических данных разработки. Результаты. Была уточнена фильтрационная модель изучаемого месторождения. Удалось получить наиболее объективную характеристику процесса фильтрации углеводородов на основе уточнённой модели структуры порового пространства. Это очень важно, так как именно структура порового пространства и распределение свойств горных пород являются предопределяющими факторами, согласно которым будет происходить фильтрация углеводородов. Получаемые лабораторные измерения дают информацию о наиболее приближенном состоянии исходного порового пространства. Установлено, что относительные фазовые проницаемости критически влияют на расчёты накопленной добычи нефти. Большое количество исследований позволяет охарактеризовать каждую фацию и все фильтрационные особенности вертикали разреза. Использование исходных кривых относительных фазовых проницаемостей даёт возможность оценить необходимость применения модифицирования кривых и приблизить математическое описание свойств коллектора к реальной геологической картине.

The relevance of the research lies in an important fact related to the depletion of hydrocarbon reserves. The main task for researchers now is to extract as much hydrocarbons as possible from the reservoirs. There are two ways to solve this problem: create a new technology (mathematical model) or a new (alternative) approach to processing existing data. It is necessary to analyze the application of current data, which radically affect the hydrodynamic characteristics and to study in detail the possibilities of their alternative accounting in existing mathematical models implemented in modern software products. An additional support factor is that all studies and results are controlled by the geological conditions of reservoir formation and their saturation. Relative phase permeability curves are one of the main datasets that critically affect hydrocarbon filtration. The coefficient of residual oil, water, the point of transition of filtration from the zone of predominance of oil to the zone of penetration of water are the most important parameters on which the displacement coefficient ultimately depends. The aim of this work is to study the possibility of using curves of relative phase permeabilities without additional modifications and recalculations. It is expected to obtain additional simulations of hydrodynamic models and compare these results with actual production results. The study object is a field geographically located in Western Siberia. Reservoir type is terrigenous. Stratigraphically, the stratum is confined to the Upper Jurassic deposits. The inhomogeneous distribution of filtration properties allows us to consider the effect of relative phase permeabilities on the calculation of production characteristics. Methods: creation of a hydrodynamic model of the field using unchanged curves of relative phase permeabilities. The main idea is to study the possibility and feasibility of using unmodified curves for calculating production parameters. The final step is a comparison of production characteristics from hydrodynamic models and actual development data. Results. The filtration model of the studied field was refined. It was possible to get the most accurate idea of the filtration of hydrocarbons. It becomes possible to take into account the structure of the pore space more detailed than previously. This is very important, since it is the structure of the threshold space and the distribution of the properties of rocks that are the predetermining factors according to which the filtration of hydrocarbons will take place. The resulting laboratory measurements provide information about the state that is closest to the original pore space. It was found that the relative permeabilities of the phase critically affect the calculation of cumulative oil production. A large number of studies make it possible to characterize each facies and all filtration features of the vertical section. The use of the initial curves of relative phase permeabilities makes it possible to assess the need to apply modification of the curves and to bring the mathematical description of the reservoir properties closer to the real geological picture.