Оценка качества расчёта анизотропии проницаемости на примере терригенного пласта

Abstract

Актуальность. Нефтяная промышленность развивается путем практического недропользования. Как отмечают Алексей Эмильевич Конторович с соавторами в программе и концепции развития нефтяной и газовой промышленности в Томской области на 2001-2005 гг. и период до 2030 г., современная структура прогнозных ресурсов нефти в основных нефтегазодобывающих районах России, в том числе в Томской области, такова, что в ближайшие годы будут открыты преимущественно мелкие по запасам и небольшое количество средних и крупных месторождений. Для освоения мелких и средних месторождений необходимо создать предпосылки, стимулирующие широкое привлечение к недропользованию большого количества предприятий. Предлагаемая технология как раз отвечает всем предъявляемым требованиям. И самое главное - результат высокого качества достигается при проведении дополнительных расчетов первичной априорной информации. Цель: исследовать межугольную толщу изучаемого месторождения на предмет присутствия анизотропии проницаемости; определить параметры анизотропии по уже реализованной методике на вешележащем и нижележащем пластах данного месторождения; подготовить данные для дальнейшего геологического и гидродинамического моделирования. Объект: межугольная толща терригенного верхнеюрского пласта. Месторождение расположено в пределах Западной Сибири. Предварительное изучение геолого-геофизической информации позволяет с большой долей вероятности рассчитывать на неоднородное распределение свойств коллектора. Методы: создание петрофизической модели. Она должна отвечать требованиям качества и достоверно охарактеризовывать свойства по керну. В дальнейшем происходит расчет пористости и проницаемости по интервалам целевого пласта, пробуренного скважинами. Распределение свойств по площади создает карту проницаемости. В дальнейшем эта карта анализируется с помощью видов векторного и градиент анализа. Результатом служат наборы данных величины и направления анизотропии проницаемости. Основное внимание уделяется именно проницаемости пластов-коллекторов, так как для разработки и добычи этот параметр является самым важным. Следующий этап - создание объемной геологической модели. В ней учитываются эффекты неоднородности. После проверки качества создания модели на базе геологической модели создается гидродинамическая модель. Полученные результаты показывают, что для межугольной толщи пласта Ю1 М, точно так же, как и для пластов Ю1 1 и Ю1 3, целесообразно использовать методику определения параметров анизотропии проницаемости. Величина и направление уверенно идентифицируются и отражают доминирующее направление фильтрации углеводородов. Результаты. Характеристики неоднородности пласта Ю1 М изучены ранее опробованными методиками. Таким образом, схема, с помощью которой проводились расчеты для пласта Ю1 3, остается неизменной. Визуальный анализ проводится по построенным розам-диаграммам и распределениям величин в форме гистограмм. Тенденция формы образования Ю1 М такова: ориентация первого максимума варьируется от 150° до 180°, а второго - от 330° до 360° северо-западного (юго-восточного) направления.

The relevance of the research. The oil industry is developing through practical subsoil use. As Aleksey Emilievich Kontorovich and coauthors note in the program and concept for the development of the oil and gas industry in the Tomsk region for 2001-2005 and the period up to 2030 - the current structure of forecast oil resources in the main oil and gas producing regions of Russia, including the Tomsk region, is such that in the coming years, mainly small in terms of reserves and a small number of medium and large fields will be discovered. For the development of small and medium-sized deposits, it is necessary to create prerequisites that stimulate the widespread involvement of a large number of enterprises in subsoil use. The proposed technology just meets all the requirements. And, most importantly, a highquality result is achieved by additional calculations of primary a priori information. The aim of this work is to investigate the intercoal strata of the studied field for the presence of permeability anisotropy; determine the anisotropy parameters using the already implemented technique on the overlying and underlying layers of this field; prepare data for further geological and simulation modeling. The study object is the intercoal strata of the Upper Jurassic terrigenous formation. The deposit is located within Western Siberia. A preliminary study of geological and geophysical information allows, with a high degree of probability, calculating the heterogeneous distribution of reservoir properties. Methods: creation of a petrophysical model. It must meet the quality requirements and reliably characterize the properties of the core. Later, the porosity and permeability are calculated for the intervals of the target formation drilled by the wells. The distribution of properties over an area creates a permeability map. This map is further analyzed using vector and gradient analysis views. The result is datasets of magnitude and direction of permeability anisotropy. The main attention is paid to the permeability of reservoirs, since this parameter is the most important for development and production. At the next stage, specialists move on to creating a three-dimensional geological model. It takes into account the effects of heterogeneity at the creation stage. After checking the quality of the model development, a simulation model is created on the basis of the geological one. The obtained results show that for the intercoal strata of the J1 M formation, just like for J1 1 and J1 3 formations, it is advisable to use the method for determining the permeability anisotropy parameters. The magnitude and direction are confidently identified and reflect the dominant hydrocarbon filtration direction. Results. The characteristics of the heterogeneity of the J1 M formation were studied by previously tested methods. Thus, the scheme of calculations for the J1 3 reservoir remains unchanged. Visual analysis is carried out on the basis of constructed rose diagrams and distributions of values in the form of histograms. The trend of the J1 M formation form is as follows: the orientation of the first maximum varies from 150° to 180°, and the second - from 330° to 360° northwest (southeast) direction.