Изучение закономерностей распределения фильтрационных свойств в пределах сложнопостроенных карбонатных резервуаров

• Published in: Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering
• Main Authors: Мартюшев, Дмитрий Александрович, Галкин, Владислав Игнатьевич, Пономарева, Инна Николаевна, Martyushev, Dmitry Aleksandrovich, Galkin, Vladislav Ignatievich, Ponomareva, Inna Nikolaevna
• Format: Article in Journal/Newspaper
• Language: Russian
• Published: Томский политехнический университет 2021
• Subjects: анизотропия; вертикальная проницаемость; трещиноватость; приток жидкости; выработка; запасы нефти; фильтрационные свойства; карбонатные резервуары; геолого-промысловые данные; anisotropy of permeability; vertical permeability; reservoir fracture; fluid inflow; development of oil reserves; geological field data; carbonate reservoir; Крайн*
• Online Access: http://earchive.tpu.ru/handle/11683/69002; https://doi.org/10.18799/24131830/2021/11/3069

Актуальность исследования. В настоящее время значительные объемы нефти добываются при разработке залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. Наличие в пределах таких залежей различных видов пустотности является фактором, осложняющим процессы выработки запасов. Изучение особенностей геологического строения и закономерностей разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах является первоочередной задачей, решение которой позволит принимать обоснованные действия по управлению такими активами. Одним из основных вопросов, крайне низко освещенных в научной литературе, является изучение вертикальной и горизонтальной составляющих проницаемости карбонатного коллектора и их распределения в пределах залежи. Цель работы: исследование закономерностей пространственного распределения вертикальной и горизонтальной проницаемости коллектора в пределах карбонатного рифового резервуара и их влияние на приток и выработку запасов нефти. Объект: сложнопостроенный карбонатный рифовый резервуар - объекта разработки одного из нефтяных месторождений севера Пермского края. Методы: геолого-промысловые и гидродинамические исследования, методы математического моделирования. Результаты. Специально выполненная интерпретация гидродинамических исследований скважин, эксплуатирующих карбонатную залежь одного из месторождений Пермского края, позволила получить информацию о значениях проницаемости коллектора с учетом ее составляющих, а также установить факт аномально высоких значений для некоторых скважин. Для комплексного учета вероятности повышенной проницаемости коллектора в пределах рассматриваемой залежи с учетом вертикальной и горизонтальной составляющих предложен специальный параметр Ркомп. Данный критерий позволяет обоснованно дифференцировать коллектор в пределах залежи на условно высоко- и низкопроницаемый. Построена схема распределения комплексного показателя по площади залежи, на основании чего в пределах залежи выделены зоны с повышенной проницаемостью коллектора и спецификой в реализации процессов выработки запасов. Выполненная дифференциация коллекторов позволила обоснованно подойти к проблеме исследования и моделирования притока жидкости. Разработаны многомерные математические модели, позволяющие не только с высокой степенью достоверности прогнозировать дебиты жидкости, но и установить закономерности притока индивидуально для выделенных зон коллекторов. Так, установлено, что в зоне повышенной проницаемости течение соответствует трехмерной сферическирадиальной модели, на дебит жидкости оказывают влияние как горизонтальная, так и вертикальная составляющая проницаемости коллектора. В зонах условно пониженной проницаемости фильтрация соответствует двухмерной плоскорадиальной модели, на величину дебита жидкости, помимо прочих геолого-технологических показателей, оказывает влияние только горизонтальная составляющая проницаемости. The relevance. Currently, significant volumes of oil are produced during the development of deposits confined to carbonate reservoirs. The presence of various types of voids within such deposits is a factor complicating development of reserves. Studying the features of the geological structure and patterns of development of oil deposits in carbonate reservoirs is a priority task, the solution of which will allow making informed decisions on the management of such assets. One of the main issues, extremely poorly covered in the scientific literature, is the study of the vertical and horizontal components of the permeability of a carbonate reservoir and their distribution within the reservoir. The main aim of the study is to investigate the regularities of the spatial distribution of the vertical and horizontal permeability of the reservoir within the carbonate reef reservoir and their impact on the inflow and production of oil reserves. Object: a complex carbonate reef reservoir - an object of development of one of the oil fields in the north of the Perm Kray. The methods: geological field and hydrodynamic research, methods of mathematical modeling. The results. A specially performed interpretation of hydrodynamic studies of wells operating a carbonate reservoir of one of the fields in the Perm Kray made it possible to obtain information on the values of the reservoir permeability, taking into account its components, as well as to establish the fact of abnormally high values for some wells. For a comprehensive account of the likelihood of increased reservoir permeability within the reservoir under consideration, taking into account the vertical and horizontal components, a special parameter Рcomp is proposed. This criterion makes it possible to reasonably differentiate the layer within the reservoir into conditionally high and low permeability. A diagram of a complex indicator distribution over the area of the deposit was built, on the basis of which the zones with increased reservoir permeability and specificity in the implementation of developing reserves were identified within the deposit. The performed differentiation of reservoirs made it possible to reasonably approach the problem of research and modeling of fluid inflow. Multidimensional mathematical models have been developed that allow not only predicting liquid flow rates with a high degree of reliability, but establishing as well the inflow patterns individually for the selected reservoir zones. Thus, it was found that in the zone of increased permeability, the flow corresponds to a three-dimensional spherical radial model, and the flow rate of the fluid is influenced by both the horizontal and vertical components of the reservoir permeability. In zones of conventionally reduced permeability, filtration corresponds to a two-dimensional flat-radial model, the value of fluid flow rate, in addition to other geological and technological indicators, is influenced only by the horizontal component of permeability.