RU2731004C1 - Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields - Google Patents
Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields Download PDFInfo
- Publication number
- RU2731004C1 RU2731004C1 RU2020107069A RU2020107069A RU2731004C1 RU 2731004 C1 RU2731004 C1 RU 2731004C1 RU 2020107069 A RU2020107069 A RU 2020107069A RU 2020107069 A RU2020107069 A RU 2020107069A RU 2731004 C1 RU2731004 C1 RU 2731004C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- saturation
- reservoir
- water
- reservoirs
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 13
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 14
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 12
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 5
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 abstract 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 241000545417 Aleurites Species 0.000 description 3
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 3
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 3
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000035876 healing Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000003575 carbonaceous material Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000007621 cluster analysis Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000009918 complex formation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000002224 dissection Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000002068 genetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000004807 localization Effects 0.000 description 1
- 238000012821 model calculation Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- -1 that is Substances 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06T—IMAGE DATA PROCESSING OR GENERATION, IN GENERAL
- G06T17/00—Three dimensional [3D] modelling, e.g. data description of 3D objects
- G06T17/05—Geographic models
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Software Systems (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Computer Graphics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Способ предназначен для применения в нефтегазодобывающей отрасли для построения и/или уточнения гидродинамической модели сложных пластов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостным свойствами и неоднородным флюидонасыщением для корректного прогноза показателей разработки в зоне предельного насыщения (чистонефтяная зона - ЧНЗ) с учетом участия в движении части слоев рыхлосвязанной (РХС) воды после проведенного гидроразрыва пласта (ГРП).The method is intended for use in the oil and gas industry for constructing and / or refining a hydrodynamic model of complex formations characterized by low filtration-volumetric properties and heterogeneous fluid saturation for correct prediction of development indicators in the zone of maximum saturation (pure oil zone - PNZ), taking into account the participation in the movement of some layers of loosely bound (RHS) water after hydraulic fracturing (hydraulic fracturing).
Известны работы [1] по созданию оптимальной гидродинамической модели (ГДМ) на основе комплексной обработки геолого-геофизических, геолого-петрофизических и геолого-промысловых данных. Предложена новая усовершенствованная методика построения карт несоответствия прогнозных и фактических дебитов. Введен в обращение «коэффициент геофизической обоснованности запасов», представляющий количественную оценку качества результатов интерпретации данных геофизических исследований скважин (РИГИС) и вычисляемый на основе сравнения прогнозных и фактических дебитов скважин. Разработаны две программы: для типизации скважин по форме каротажных кривых; для литолого-генетической типизации и фациальной диагностики осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна. Но при этом, способ не учитывает непрерывное изменение коллекторских свойств по разрезу, не позволяет учесть пространственные характеристики неколлекторов.Known works [1] on the creation of an optimal hydrodynamic model (HDM) based on integrated processing of geological-geophysical, geological-petrophysical and geological-field data. A new improved method for constructing maps of discrepancy between predicted and actual flow rates is proposed. Introduced into circulation "coefficient of geophysical validity of reserves", representing a quantitative assessment of the quality of the results of interpretation of well logging data (WGIS) and calculated on the basis of a comparison of predicted and actual well rates. Two programs have been developed: for typing wells according to the shape of logging curves; for lithological-genetic typification and facies diagnostics of sedimentary rocks based on cluster analysis of macro-descriptions of the core. But at the same time, the method does not take into account the continuous change in reservoir properties along the section, does not allow taking into account the spatial characteristics of non-reservoirs.
Известен способ построения геолого-гидродинамической модели [2], включающий проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геологопромысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин и осуществляют построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых. Недостаток данного способа заключается в не использовании всего набора данных. Способ не учитывает распределение различных литологических разностей и их фильтрационно-емкостные свойства (ФЭС), поэтому построенная модель не дает качественной характеристики объекта для получения прогнозных показателей разработки.There is a method of constructing a geological and hydrodynamic model [2], including conducting geophysical studies of wells (GIS), geological field studies of wells and laboratory studies of the properties of formation fluids and porous media, interpretation of well logging materials, construction of a detailed volumetric geological and hydrodynamic model of a layered heterogeneous formation by dissection and correlation of sections according to well logging data, determination of cumulative oil production for production wells and injection volumes for injection wells and issuance of recommendations for geological and technical measures. Additionally, a complex of logging studies of wells is carried out and local geological and statistical sections are constructed according to a complex of logging curves. The disadvantage of this method is that the entire dataset is not used. The method does not take into account the distribution of various lithological differences and their filtration-capacitive properties (PES), therefore, the constructed model does not provide a qualitative characteristics of the object to obtain predicted development indicators.
Известен способ разработки мелких и средних нефтяных или нефтегазовых месторождений, включающий построение гидродинамической модели [3], ограничивающийся только геофизическим комплексом методов, поэтому способ обладает односторонней оценкой и не учитывает важных генетических факторов. Технический результат предлагаемого способа состоит в детальном построении геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, в отображении модели условий осадконакопления; позволяет отображать неоднородности природного резервуара углеводородов, отрабатывать залежи с трудноизвлекаемыми запасами, а также повысить эффективность разработки и эксплуатации месторождения. Способ, также как и предыдущие, не учитывает фильтрационно-емкостные свойства неколлекторов, поэтому построенная модель не воспроизводит качественно динамику обводнения в зоне ЧНЗ.A known method for the development of small and medium oil or oil and gas fields, including the construction of a hydrodynamic model [3], limited only by the geophysical complex of methods, therefore, the method has a one-sided assessment and does not take into account important genetic factors. The technical result of the proposed method consists in a detailed construction of geological and hydrodynamic models of oil and gas fields, in displaying a model of sedimentation conditions; allows you to display the heterogeneity of a natural hydrocarbon reservoir, develop deposits with hard-to-recover reserves, as well as increase the efficiency of field development and operation. The method, as well as the previous ones, does not take into account the reservoir properties of non-reservoirs, therefore the constructed model does not qualitatively reproduce the dynamics of watering in the zone of the PNZ.
Известен способ построения геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа [4], включающий определение условий формирования пород по вещественному составу, а также по текстурным и структурным диагностическим признакам (литолого-фациальный анализ (ЛФА)), проведение минералого-петрографического анализа осадочных пород исследуемого объекта, интерпретацию материалов геофизического исследования скважин (ГИС), обработку данных методами многомерной математической статистики. Создание модели состоит из последовательных этапов: построение литолого-фациальной модели путем изучения керна и результатов ГИС. Проводят корреляцию по имеющемуся фонду скважин. Делают выводы по неоднородности пласта. Формируют предварительную модель пласта, производят уточнение по сейсмогеологической интерпретации. Несмотря на то, что данный способ учитывает деление горных пород по гидравлическим единицам потока и позволяет уточнить проницаемость, однако он не описывает свойства пород на границе «коллектор-неколлектор», а также не учитывает то, что в природе не существует понятия неколлектор, а есть породы, которые при определенных условиях могут стать коллекторами.There is a known method for constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields [4], including determining the conditions for the formation of rocks by material composition, as well as by textural and structural diagnostic features (lithological-facies analysis (LFA)), conducting mineralogical and petrographic analysis of sedimentary rocks of the studied object, interpretation of well logging materials (GIS), data processing by methods of multivariate mathematical statistics. The creation of a model consists of sequential stages: building a lithological-facies model by studying the core and the results of well logging. Correlation is carried out according to the available well stock. Conclusions are made on the heterogeneity of the formation. A preliminary model of the formation is formed, and the refinement is made according to the seismic-geological interpretation. Despite the fact that this method takes into account the division of rocks by hydraulic flow units and makes it possible to clarify the permeability, however, it does not describe the properties of rocks at the “reservoir-non-reservoir” boundary, and also does not take into account the fact that in nature there is no concept of a non-reservoir, but rocks that, under certain conditions, can become reservoirs.
Наиболее близким к предлагаемому способу является работа [5] по оптимизации пространственной детальности и увеличению содержательности гидродинамических моделей. Показано влияние фильтрационно-емкостных свойств и пространственных характеристик глинистых тел на процесс разработки месторождений. Установлено, что учет проницаемости и пластичности глин при гидродинамическом моделировании существенно улучшает адаптацию модели по давлению, воспроизведение динамики обводнения и забойного давления в скважинах, обусловливает существенное локальное перераспределение насыщенности углеводородов по сравнению с моделями, в которых глины (неколлекторы) описаны неактивными ячейками. Кроме того, учет пространственной связности и ФЕС глин существенно изменяет представление о характере миграции закачиваемой и пластовой вод в объеме того или иного объекта разработки, а, следовательно, и о характере локализации остаточных запасов нефти и газа.The closest to the proposed method is the work [5] to optimize the spatial detail and increase the content of hydrodynamic models. The influence of reservoir properties and spatial characteristics of clay bodies on the process of field development is shown. It has been found that taking into account the permeability and plasticity of clays in hydrodynamic modeling significantly improves the adaptation of the model to pressure, reproduces the dynamics of water cut and bottomhole pressure in wells, and causes a significant local redistribution of hydrocarbon saturation compared to models in which clays (non-reservoirs) are described by inactive cells. In addition, taking into account the spatial connectivity and reservoir properties of clays significantly changes the idea of the nature of the migration of injected and formation water in the volume of a particular development target, and, consequently, the nature of the localization of residual oil and gas reserves.
Недостатком прототипа является то, что предлагаемый способ в качестве неколлекторов учитывает распределение фильтрационных характеристик глин, что не позволяет описать обводненность в начальный момент времени в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ), т.к. увеличение обводненности связывается авторами с отжатием воды из глин за счет пластичности последних при изменении пластового давления в процессе разработки.The disadvantage of the prototype is that the proposed method, as non-reservoirs, takes into account the distribution of the filtration characteristics of clays, which does not allow describing the water cut at the initial time in the pure oil zone (CHNZ), since the increase in water cut is associated by the authors with the squeezing of water from the clays due to the plasticity of the latter when the reservoir pressure changes during development.
Следовательно, на месторождениях, имеющих в качестве неколлекторов большое количество алевролитов, а также неоднородный по флюидонасыщению разрез, применение прототипа на начальном этапе работы не позволит получить необходимых показателей по обводненности продукции и может привести к необоснованным заключениям о целесообразности тех или иных геолого-технических мероприятий.Consequently, in fields that have a large number of siltstones as non-reservoirs, as well as a section that is heterogeneous in terms of fluid saturation, the use of the prototype at the initial stage of work will not allow obtaining the necessary indicators for the water cut of production and may lead to unjustified conclusions about the feasibility of certain geological and technical measures.
Согласно [6] допускается два подхода литологического расчленения разреза - выделение интервалов по признаку «коллектор-неколлектор» (в каждой ячейке содержится одно значение, характеризующее лишь один тот или иной литотип: коллектор или неколлектор (набор 1 и 0)) и построение детальной литологической модели, учитывающей слабопроницаемые и малопористые породы, то есть пропластки, которые в вышеописанной модели литологии имеют значение 0 и в пределах которых не восстанавливаются фильтрационно-емкостные свойства, но являющиеся физически проницаемыми.According to [6], two approaches to lithological division of the section are allowed - the identification of intervals according to the "reservoir-non-reservoir" feature (each cell contains one value characterizing only one particular lithotype: reservoir or non-reservoir (set 1 and 0)) and the construction of detailed lithological a model that takes into account low-permeability and low-porosity rocks, that is, interlayers that have a value of 0 in the above-described lithology model and within which filtration-reservoir properties are not restored, but are physically permeable.
Также в [7, 8] описано построение геологических моделей в более сложных случаях, когда в качестве литотипов задавались алевролиты, плотные прослои, угли и глины. Причем только глины имели нулевую проницаемость, а алевролиты, плотные и угли - проницаемость вдвое меньше граничного значения. Таким образом, проницаемый объем в модели составил около 50%, и при тех же балансовых запасах модель воспроизвела историю разработки.Also in [7, 8], the construction of geological models is described in more complex cases, when siltstones, dense interlayers, coals and clays were set as lithotypes. Moreover, only clays had zero permeability, and siltstones, dense and coals - permeability is half the boundary value. Thus, the permeable volume in the model was about 50%, and with the same balance reserves, the model reproduced the development history.
Применение указанного подхода не учитывает вариант неоднородного по флюидонасыщению разреза и включения в работу алевролитов после проведения ГРП, что не позволяет описать обводненность в начальный момент времени в чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).The application of this approach does not take into account the option of a section that is non-uniform in terms of fluid saturation and the inclusion of siltstones in the work after hydraulic fracturing, which does not allow describing the water cut at the initial moment in the purely oil zone (NPZ).
На ряде месторождений Западной Сибири низкопроницаемые отложения представляют собой сложную, литологически изменчивую толщу часто чередующихся песчаных, алевролитовых и глинистых пород. При литологическом описании таких пород отмечены как массивные текстуры, так субгоризонтальные-слойчатые за счет слойков обогащения и вкраплений слюдисто-углистого материала. Породы могут иметь как сплошное, так и полосчатое («пятнистое») нефтенасыщение.In a number of fields in Western Siberia, low-permeability sediments are a complex, lithologically variable stratum of often alternating sandy, siltstone, and clayey rocks. In the lithological description of such rocks, both massive textures and subhorizontal-layered textures were noted due to enrichment layers and inclusions of mica-carbonaceous material. Rocks can have both continuous and banded ("spotted") oil saturation.
В результате сопоставления образцов керна песчаников и алевролитов, имеющих признаки нефтенасыщения и не имеющих таковых, но расположенных в непосредственной близости от первых, установлено, что прослои коллекторов могут быть нефтенасыщены при различных значениях проницаемости. Для ачимовских отложений было получено ориентировочное граничное значение проницаемости для условия нефтенасыщения коллекторов от 0.2 до 10 мД в зависимости от высоты прослоя над уровнем водонефтяного контакта. При гипсометрических отметках от уровня ВНК 1÷2 м Кпргр для нефтенасыщенных пропластков составляет порядка 3÷10 мД, при высоте более 20 м - 0.6 мД, более 60 м - 0.2 мД (фиг. 1).As a result of comparing core samples of sandstones and siltstones with and without oil saturation signs, but located in the immediate vicinity of the former, it was found that reservoir interlayers can be oil saturated at different permeability values. For the Achimov deposits, an approximate boundary value of permeability was obtained for the condition of oil saturation of reservoirs from 0.2 to 10 mD, depending on the height of the interlayer above the level of the oil-water contact. At hypsometric elevations from the OWC level of 1 ÷ 2 m, Kprgr for oil-saturated interlayers is about 3 ÷ 10 mD, at a height of more than 20 m - 0.6 mD, over 60 m - 0.2 mD (Fig. 1).
Исходя из установленного тренда граничных значений проницаемости, анализа гранулометрического состава можно сделать вывод, что определяющими факторами формирования полосчатого («пятнистого») нефтенасыщения для таких отложений явились: 1) наличие пород с ухудшенными коллекторскими свойствами, преимущественного алевритового генезиса, 2) значительные коэффициенты вертикальной анизотропии, связанные с текстурной неоднородностью коллекторов.Based on the established trend of the boundary values of permeability, analysis of the granulometric composition, it can be concluded that the determining factors for the formation of banded ("spotted") oil saturation for such deposits were: 1) the presence of rocks with deteriorated reservoir properties, predominantly aleurite genesis, 2) significant coefficients of vertical anisotropy associated with the texture heterogeneity of the reservoirs.
Свойства пород алевритового генезиса установлены по модальным значениям на распределениях фильтрационно-емкостных свойств (фиг. 2).The properties of the rocks of aleurite genesis are established by modal values on the distributions of reservoir properties (Fig. 2).
Таким образом, установлено, что водонасыщенные прослои при наличии текстурной неоднородности имеют характеристики, приближенные к граничным значениям проницаемости. Упомянутые прослои не включаются в эффективные мощности коллекторов при подсчете запасов нефти. После проведения ГРП на таких коллекторах в чистонефтяной зоне получают обводненную продукцию скважин с самого начала эксплуатации без закачки воды в нагнетательные скважины. Чем более расчлененный пласт, тем выше доля воды.Thus, it was found that water-saturated interlayers in the presence of textural heterogeneity have characteristics close to the boundary values of permeability. The mentioned layers are not included in the effective reservoir capacity when calculating oil reserves. After hydraulic fracturing on such reservoirs in the pure oil zone, water-cut wells are obtained from the very beginning of operation without water injection into injection wells. The more dissected the formation, the higher the proportion of water.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и технический результат заключаются в повышении достоверности прогноза показателей разработки в условиях сложного строения коллекторов за счет построения адекватной геолого-гидродинамической модели с учетом не только распределения фильтрационных характеристик, как коллекторов, так и неколлекторов (включение последних в процесс фильтрации флюидов) по площади и разрезу, но и учетом участия в движении доли слоев рыхлосвязанной воды (РХС). Применение указанного подхода также позволяет использовать вариант неоднородного по флюидонасыщению разреза, обусловленного разными граничными значениями проницаемости для нефтенасыщения коллекторов в зависимости от высоты над водонефтяным контактом (ВНК).The problem solved by the proposed invention and the technical result consists in increasing the reliability of the forecast of development indicators in conditions of a complex structure of reservoirs by building an adequate geological and hydrodynamic model, taking into account not only the distribution of filtration characteristics, both reservoirs and non-reservoirs (inclusion of the latter in the process of fluid filtration) by area and section, but also taking into account the participation in the movement of the share of layers of loosely bound water (RHS). The application of this approach also makes it possible to use the variant of a section that is non-uniform in terms of fluid saturation, due to different boundary values of permeability for oil saturation of reservoirs, depending on the height above the oil-water contact (OWC).
Предлагаемый способ заключается в построении геологической и гидродинамической моделей месторождений нефти и газа, включающей поточечную интерпретацию данных геофизических исследований скважин с определением фильтрационно-емкостных параметров и гранулометрического состава (литологии) неколлекторов, обоснование граничных значений проницаемости для насыщения прослоев нефтью, обоснование полосчатого насыщения прослоев и соответствующих значений фазовых проницаемостей, учет доли обводненности продукции от неколлекторов за счет движения части слоя рыхлосвязанной воды в геолого-гидродинамической модели на начальном этапе разработки, при этом строят полномасштабные интегральные, непрерывные по разрезу, гидродинамические модели залежей с учетом литологии и свойств неколлекторов, включая отделяемое количество рыхлосвязанной воды после гидроразрыва пласта, при варианте неоднородного флюидонасыщения с высотой залежи, соответствующей зоне предельного насыщения.The proposed method consists in constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields, including a point-by-point interpretation of well logging data with the determination of reservoir parameters and particle size distribution (lithology) of non-reservoirs, justification of the boundary values of permeability for saturation of interlayers with oil, justification of banded saturation of interlayers and corresponding values of phase permeabilities, taking into account the share of water cut from non-reservoirs due to the movement of a part of the layer of loosely bound water in the geological and hydrodynamic model at the initial stage of development, while building full-scale integral, continuous along the section, hydrodynamic models of deposits taking into account lithology and properties of non-reservoirs, including the amount to be separated loosely bound water after hydraulic fracturing, in the case of heterogeneous fluid saturation with a reservoir height corresponding to the zone of maximum saturation.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF DRAWINGS
Фиг. 1. Характеристика ачимовских отложений в зоне а) предельного насыщения и б) вблизи ВНК;FIG. 1. Characteristics of the Achimov deposits in the zone a) maximum saturation and b) near the OWC;
Фиг. 2. Распределения ФЕС по породам алевритового генезиса: а) Кпр, б) Кп, в) Квс;FIG. 2. Distribution of reservoir properties by rocks of aleurite genesis: a) Kpr, b) Kp, c) Kvs;
Фиг. 3. Статистический способ получения граничных значений для пород различной литологии: а) песчаник-алевролит, б) песчаник-глина;FIG. 3. Statistical method of obtaining boundary values for rocks of different lithology: a) sandstone-siltstone, b) sandstone-clay;
Фиг. 4. Комплексирование данных ГИС для выделения различных литотипов: а) ГК-ГГК-П, б) ГК-СП;FIG. 4. Integration of GIS data to identify various lithotypes: a) GK-GGK-P, b) GK-SP;
Фиг. 5. Поточечная интерпретация и выделение интервалов насыщенных пород по комплексу методов;FIG. 5. Point-by-point interpretation and identification of saturated rock intervals using a set of methods;
Фиг. 6. Критические значения водонасыщенности а) с учетом данных ОФП, б) с совмещенными результатами интерпретации;FIG. 6. Critical values of water saturation a) taking into account RP data, b) with combined interpretation results;
Фиг. 7. Модель переходной зоны залежи по результатам капиллярных исследований, ОФП и данным ГИС;FIG. 7. Model of the transition zone of the reservoir based on the results of capillary studies, RP and well logging data;
Фиг. 8. Обоснование граничных величин а) эффективной, б) открытой пористости, в) проницаемости и г) остаточной водонасыщенности для продуктивных отложений ачимовской толщи;FIG. 8. Justification of the boundary values a) effective, b) open porosity, c) permeability and d) residual water saturation for productive deposits of the Achimov strata;
Фиг. 9. 3D геологическая модель с учетом литотипа «алевролит» (прослои розового цвета);FIG. 9. 3D geological model taking into account the "siltstone" lithotype (interlayers of pink color);
Фиг. 10. Разрез по кубу нефтенасыщенности с учетом «алевролитов» внутри продуктивного пласта;FIG. 10. Section along the cube of oil saturation, taking into account "siltstones" inside the productive formation;
Фиг. 11. Используемые данные по относительным фазовым проницаемостям: а) для порового коллектора, б) при развитии трещин в неколлекторах;FIG. 11. Used data on relative phase permeabilities: a) for a porous reservoir, b) with the development of cracks in non-reservoirs;
Фиг. 12. Сопоставление фактической динамики работы скважин с ГДМ;FIG. 12. Comparison of the actual dynamics of the wells with the hydrodynamic model;
Фиг. 13. Показатели выработки запасов с учетом различных моделей;FIG. 13. Indicators of reserves production, taking into account various models;
Фиг. 14. Сопоставление входной обводненности по скважинам, введенным в 2017 г.;FIG. 14. Comparison of input water cut for wells commissioned in 2017;
Фиг. 15. Геолого-геофизическая характеристика по пласту Ач6 (красным цветом выделен интервал алевролитов, работающих пластовой водой).FIG. 15. Geological and geophysical characteristics of the Ach 6 formation (the interval of siltstones operating with formation water is highlighted in red).
Способ осуществляют в следующей последовательности операций (включая пример конкретного выполнения):The method is carried out in the following sequence of operations (including an example of a specific implementation):
1. Проведение геофизических, геолого-промысловых исследований скважин, в том числе, дополнительного комплекса каротажных исследований скважин (с включением гамма-гамма плотностного каротажа) и лабораторных исследований свойств пород, включая специальные исследования по проведению потоковых экспериментов в системе «нефть-вода» и определение свойств неколлекторов.1. Conducting geophysical, geological and field studies of wells, including an additional complex of well logging (with the inclusion of gamma-gamma density logging) and laboratory studies of rock properties, including special studies for conducting flow experiments in the oil-water system and defining properties of non-collectors.
2. Поточечная интерпретация материалов ГИС, обоснование граничных значений различных литотипов.2. Point-by-point interpretation of logging materials, justification of the boundary values of various lithotypes.
По обучающей выборке скважин с детальным литологическим описанием керна, наличием ФЕС (пористости, проницаемости и водоудерживающей способности) с целью обработки всего массива данных были получены граничные значения статистическим способом для создания детальной литологической колонки. Из фиг.3 видно, что в интервале асп 0.25-0.39 отн. ед. для отложений ачимовской толщи предполагается наличие алевролитов.For a training set of wells with a detailed lithological description of the core, the presence of reservoir properties (porosity, permeability and water retention capacity) in order to process the entire data set, boundary values were obtained statistically to create a detailed lithological column. Figure 3 shows that in the range of asp 0.25-0.39 rel. units for the deposits of the Achimov strata, the presence of siltstones is assumed.
Дополнительно для идентификации литологии были выделены прослои:Additionally, for identification of lithology, interlayers were identified:
- плотные непроницаемые породы (карбонатизированные песчаники), которые уверенно выделяются по высоким показаниям на диаграммах фокусированных методов электрического (БК, МК, ИК, БМК) и нейтронного каротажа (ННК-Т);- dense impermeable rocks (carbonated sandstones), which are confidently distinguished by high readings on the diagrams of focused methods of electric (BK, MK, IK, BMK) and neutron logging (NNK-T);
- глинистые породы, имеющие низкие электрические сопротивления, минимальные показания на кривых нейтронного каротажа, высокие показания на кривых гамма-каротажа ГК и акустического каротажа АК (At), увеличенный или номинальный диаметр скважины;- clayey rocks with low electrical resistivity, minimum readings on neutron logs, high readings on GK and acoustic logs AK (At), increased or nominal borehole diameter;
- угли, имеющие высокие показания БК и АК (At), минимальные показания на кривых радиоактивного каротажа (ННК-Т и ГК) и минимальную плотность на кривых гамма-гамма-плотностного каротажа (ГГК-П).- coals with high BK and AK (At) readings, minimum readings on radioactive logging curves (NNK-T and GK) and minimum density on gamma-gamma-density logs (GGK-P).
Перечисленные прослои можно также идентифицировать путем попарного комплексирования методов ГИС (фиг. 4).The listed layers can also be identified by pairwise combining of well logging methods (Fig. 4).
3. Выделение интервалов полосчатого (или «пятнистого») нефтенасыщения с учетом результатов испытаний пластов, геохимических исследований керна, свечения керна в ультрафиолетовом свете (фиг. 5) и критических значений водонасыщенности (фиг. 6), полученных по данным относительных фазовых проницаемостей. Литотип «алевролит» имеет значения водонасыщенности выше критических (100-Кно), литотип «песчаник» - ниже критических. При переслаивании литотипов наблюдается разрез с чередованием насыщенных и ненасыщенных углевододородами прослоев (полосчатым насыщением).3. Identification of intervals of banded (or "spotted") oil saturation, taking into account the results of reservoir tests, geochemical studies of the core, the glow of the core in ultraviolet light (Fig. 5) and the critical values of water saturation (Fig. 6) obtained from the data of relative phase permeabilities. Lithotype "siltstone" has water saturation values above critical (100-K but ), lithotype "sandstone" - below critical. With the interlayering of lithotypes, a section with alternating layers saturated and unsaturated with hydrocarbons (banded saturation) is observed.
4. Определение высоты залежи, сопоставление полученных значений нефтенасыщенности по данным ГИС с моделью переходной зоны.4. Determination of the reservoir height, comparison of the obtained oil saturation values according to well logging data with the transition zone model.
Высоты залежи оцениваются по расстоянию от зеркала чистой воды до минимальных абсолютных отметок глубин (в своде залежи) по геологической модели.The heights of the reservoir are estimated by the distance from the surface of clear water to the minimum absolute marks of depths (in the crest of the reservoir) according to the geological model.
На совмещенный график капиллярных давлений (фиг. 7), пересчитанных в высоту залежи по стандартной методике, наносят критические водонасыщенности по данным относительных фазовых проницаемостей (ОФП) (уравнения из фиг. 6). Затем совмещают результаты интерпретации данных ГИС.On the combined graph of capillary pressures (Fig. 7), recalculated to the height of the reservoir according to the standard technique, the critical water saturations are plotted according to the data of relative phase permeabilities (RPP) (equations from Fig. 6). Then the results of the logging data interpretation are combined.
При значительных высотах залежей (100÷250 м) выделяемые коллекторы - песчаники имеют значения Кнн, близкие к 100-Кво% (фиг. 7). В условиях, когда высоты залежей соответствуют неснижаемой водонасыщенности (выход капиллярных кривых на асимптоту (фиг. 7)) и ГРП не проводилось, обводненность продукции отсутствует. При фиксируемой разнице в 3-5% между неснижаемой водонасыщенностью и водонасыщенностью интерпретируемых прослоев (пунктирная линия на фиг.7) в зоне предельного насыщения (КВ<К*), обводненность притока без ГРП может составить 1-2%. После проведения ГРП обводненность притока контролируется наличием неколлекторов (литотип «алевролит») за счет движения части слоев рыхлосвязанной воды, т.к. давления ГРП (~400 атм) существенно превышают капиллярные давления физически связанной воды 50÷70 атм [9].At significant heights of deposits (100 ÷ 250 m), the identified reservoirs - sandstones have K nn values close to 100-K in % (Fig. 7). Under conditions when the heights of the deposits correspond to irreducible water saturation (the capillary curves reach the asymptote (Fig. 7)) and hydraulic fracturing was not carried out, there is no water cut. With a fixed difference of 3-5% between irreducible water saturation and water saturation of the interpreted interlayers (dashed line in Fig. 7) in the zone of maximum saturation (K B <K * ), the water cut of the inflow without hydraulic fracturing can be 1-2%. After hydraulic fracturing, the water cut of the inflow is controlled by the presence of non-reservoirs (lithotype "siltstone") due to the movement of part of the layers of loosely bound water, because hydraulic fracturing pressures (~ 400 atm) significantly exceed the capillary pressures of physically bound
5. Обоснование граничных значений «коллектор-неколлектор» (фиг. 8) проводят петрофизическим способом (путем построения связей Кпэф(Кпд), Кп(Кпэф), Кпр(Кп) и Кво(Кнэф)).5. Justification of the boundary values "collector-non-collector" (Fig. 8) is carried out by the petrophysical method (by constructing links K pef (K pd ), K p (K pef ), K pr (K p ) and K in (K nef )) ...
6. Построение детальной объемной геологической модели слоисто-неоднородного пласта. При создании 3D геологической модели отдельно отстраивают куб литологии «алевролит», который совмещают с кубом «песчаников» (коллекторов) и дальнейшее моделирование осуществляют совместно. Каждой ячейке модели присваивают индекс: 0 - неколлектор (глина), 1 - «песчаник», 2 - «алевролит». Литотипу «алевролит» присваивают ранее обоснованные граничные значения пористости и проницаемости и 100% водонасыщенность - куб LITO_AK (прослои розового цвета на фиг. 9). При 3D моделировании «алевролитов» учитывают прогнозное распространение данного литотипа, полученное при 2D построениях.6. Construction of a detailed volumetric geological model of a layered heterogeneous reservoir. When creating a 3D geological model, the "siltstone" lithology cube is separately built up, which is combined with the "sandstone" cube (reservoirs), and further modeling is carried out jointly. Each cell of the model is assigned an index: 0 - non-reservoir (clay), 1 - "sandstone", 2 - "siltstone". Lithotype "siltstone" is assigned previously justified boundary values of porosity and permeability and 100% water saturation - cube LITO_AK (interlayers of pink color in Fig. 9). When 3D modeling "siltstones", the predicted distribution of this lithotype, obtained by 2D constructions, is taken into account.
7. Построение детальной объемной гидродинамической модели. Куб нефтенасыщенности задается явно. В качестве относительных фазовых проницаемостей используют два вида функций - для порового и трещинного коллектора (в силу развития трещин гидроразрыва пласта (ГРП). Также для ячеек, относящихся к литотипу «алевролит», задается нулевая проницаемость по вертикали, благодаря чему удается избежать миграции нефти в водонасыщенные ячейки. Смешивание нефти и воды происходит только по латерали и имеет незначительный локальный характер.7. Construction of a detailed volumetric hydrodynamic model. Oil saturation cube is specified explicitly. Two types of functions are used as relative phase permeabilities - for pore and fractured reservoirs (due to the development of hydraulic fracturing (HF)). Also, for cells belonging to the "siltstone" lithotype, zero vertical permeability is set, due to which it is possible to avoid oil migration into water-saturated cells Mixing of oil and water occurs only laterally and has an insignificant local character.
Данный подход был реализован для залежей продуктивных пластов с большими высотами (100÷230 м).This approach was implemented for reservoirs of productive layers with high heights (100 ÷ 230 m).
Для оценки эффективности предлагаемого подхода на практике рассматривались три гидродинамические модели на основе трех геологических:To assess the effectiveness of the proposed approach in practice, three hydrodynamic models were considered based on three geological ones:
1. Модель, не учитывающая «алевролиты»;1. A model that does not take into account "siltstones";
2. Модель, учитывающая «алевролиты» ниже продуктивного пласта (аквифер);2. A model that takes into account "siltstones" below the pay zone (aquifer);
3. Модель, учитывающая «алевролиты» внутри пласта (фиг. 10). После проведения ГРП проницаемость объекта существенно3. A model that takes into account the "siltstones" within the formation (Fig. 10). After hydraulic fracturing, the permeability of the object is significantly
возрастает за счет развития трещин и «алевролиты» включаются в работу. В качестве относительных фазовых проницаемостей использованы два вида функций - для порового и трещинного коллектора (фиг. 11). Последние были построены в соответствии с подходом, предлагаемым в литературных источниках [10, 11].increases due to the development of cracks and "siltstones" are included in the work. Two types of functions were used as relative phase permeabilities - for pore and fractured reservoirs (Fig. 11). The latter were built in accordance with the approach proposed in the literature [10, 11].
8. Расчет показателей за исторический период для оценки качества адаптации модели.8. Calculation of indicators for the historical period to assess the quality of model adaptation.
Рассматриваемый пласт находится в разработке с 2014 г., по состоянию на 01.01.2017 г. в эксплуатации 16 наклонно-направленных скважин (ННС) и 12 горизонтальных (ГС). На всех ННС проведено ГРП при вводе и МЗГРП на скважинах с горизонтальным окончанием. Среднее значение входной обводенности равно 23.3%. При этом по интерпретации данных ГИС скважины находятся в ЧНЗ.The reservoir under consideration has been in development since 2014; as of 01.01.2017, 16 directional wells (OPS) and 12 horizontal wells (HW) are in operation. All oil pumping stations performed hydraulic fracturing during commissioning and multi-stage hydraulic fracturing in wells with horizontal completion. The average value of the inlet water cut is 23.3%. At the same time, according to the interpretation of logging data, the wells are located in the ChNZ.
При традиционном подходе к построению геологических моделей таких залежей (модель 1), где все прослои с отсутствием свечения керна в ультрафиолетовом свете (УФ) идентифицируются как неколлектор без проведения дополнительного анализа, получить удовлетворительную сходимость модельных расчетов с историческими данными не представляется возможным (фиг.12 - модель 1). Первый вариант ГДМ без учета «алевролитов» не соответствует обводненности продукции скважин при адаптации модели.With the traditional approach to the construction of geological models of such deposits (model 1), where all interlayers with no core glow in ultraviolet light (UV) are identified as a non-reservoir without additional analysis, it is not possible to obtain satisfactory convergence of model calculations with historical data (Fig. 12 - model 1). The first version of the hydrodynamic model without taking into account "siltstones" does not correspond to the water cut of the well production during model matching.
Второй вариант ГДМ предполагает моделирование «алевролитов» путем задания водонасыщенных ячеек ниже продуктивного пласта, таким образом, что мощность каждой ячейки будет равна суммарной мощности «алевролитистых» прослоев по всему разрезу в данной точке. Данный подход хоть и позволяет избежать возникновения движения в пласте при отсутствии работающих скважин, но не позволяет получить фактические показатели разработки горизонтальных скважин.The second variant of the hydrodynamic model involves modeling "siltstones" by specifying water-saturated cells below the pay zone, in such a way that the thickness of each cell will be equal to the total thickness of the “silty” interlayers throughout the section at a given point. Although this approach avoids the occurrence of movement in the formation in the absence of operating wells, it does not allow obtaining the actual indicators of the development of horizontal wells.
Третий вариант ГДМ предполагает учет «алевролитов» внутри пласта (фиг. 12 - модель 3), что соответствует реальному геологическому строению.The third version of the hydrodynamic model assumes accounting for "siltstones" within the reservoir (Fig. 12 - model 3), which corresponds to the real geological structure.
Вариант с учетом «алевролитов» внутри продуктивного пласта обеспечивает соответствие текущей динамике работы скважин и результатам геолого-промыслового анализа.The option, taking into account the "siltstones" inside the pay zone, ensures compliance with the current dynamics of wells and the results of geological analysis.
Исходя из полудлины и высоты трещины ГРП (в рассматриваемом примере ~80 м и ~32 м, соответственно) можно оценить вероятный объем воды, который может быть вовлечен в приток после ГРП, учитывая площадь залежи, суммарные толщины литотипов «песчаник» и «алевролит», пористость по залежи и расчетные значения остаточной водонасыщенности. Проведенные теоретические расчеты для двух залежей пластов Ач4 и Ач6 показали, что при соотношении мощностей песчаников и алевролитов как 1,24 максимальный вклад литотипа «алевролит» в суммарный дебит жидкости составляет 17%, при соотношении мощностей 0,47 - 53%.Based on the half-length and height of the hydraulic fracture (in this example, ~ 80 m and ~ 32 m, respectively), it is possible to estimate the probable volume of water that can be drawn into the inflow after hydraulic fracturing, taking into account the area of the reservoir, the total thickness of the lithotypes "sandstone" and "siltstone" , reservoir porosity and calculated residual water saturation values. The theoretical calculations for two reservoirs of the Ach 4 and Ach 6 formations showed that with the ratio of the thicknesses of sandstones and siltstones as 1.24, the maximum contribution of the lithotype "siltstone" to the total fluid flow rate is 17%, with a thickness ratio of 0.47 - 53%.
Дополнительно, для оценки влияния «алевролитов» в модели пласта на показатели выработки запасов по ачимовской толще было проведено два сопоставительных расчета: с учетом «алевролитов» и без (фиг. 13).Additionally, to assess the influence of "siltstones" in the reservoir model on the indicators of reserves development in the Achimov strata, two comparative calculations were carried out: with and without "siltstones" (Fig. 13).
Как видно из фиг. 13, годовые уровни и накопленная добыча нефти имеют очень близкие значения, и наличие в модели «алевролитов» не оказывает влияния на величину коэффициента нефтеизвлечения и проектные уровни добычи нефти. Отличие расчетов по накопленной добыче нефти составляет 1%. Основное отличие отмечается в начальной обводненности продукции и добыче жидкости. Наличие в модели «алевролитов» позволяет смоделировать входную обводненность новых скважин, соответствующую работе скважин.As seen in FIG. 13, annual levels and cumulative oil production have very close values, and the presence of "siltstones" in the model does not affect the value of the oil recovery factor and the design levels of oil production. The difference in calculations for cumulative oil production is 1%. The main difference is noted in the initial water cut and fluid production. The presence of "siltstones" in the model makes it possible to simulate the input water cut of new wells, corresponding to the operation of the wells.
Кроме того, на предлагаемом авторском варианте ГДМ продолжают разбуривание залежи. Например, за июль-декабрь 2017 г. введены в разработку еще восемь скважин в зонах прогнозных нефтенасыщенных толщин и прогнозного распространения «алевролитов». Сопоставление фактической входной обводненности и прогнозной обводненности по восьми скважинам показывает высокую сходимость: фактическая обводненность продукции в среднем составила 15%, расчетная обводненность на модели с учетом «алевролитов» - 11%, расчетная на модели без «алевролитов» - 2% (фиг. 14).In addition, on the proposed author's version, the hydrodynamic model continues to drill out the reservoir. For example, in July-December 2017, eight more wells were commissioned in the zones of predicted oil-saturated thicknesses and predicted distribution of "siltstones". Comparison of the actual input water cut and predicted water cut for eight wells shows high convergence: the actual water cut averaged 15%, the calculated water cut on the model, taking into account the "siltstones" - 11%, calculated on the model without "siltstones" - 2% (Fig. 14 ).
После снижения пластового давления и залечивания трещин данный эффект может не фиксироваться. Если для низкопроницаемых коллекторов проводят повторные ГРП, залечивание трещин можно не учитывать при гидродинамическом моделировании.After a decrease in reservoir pressure and fracture healing, this effect may not be recorded. If repeated hydraulic fracturing is performed for low-permeability reservoirs, fracture healing can be ignored in hydrodynamic modeling.
В связи с вышеизложенным, при моделировании сложных пластов, характеризующихся низкими фильтрационно-емкостными свойствами и неоднородным флюидонасыщением, рекомендуется применять подход с построением детальной литологической модели, учитывающей реальное расположение (чередование) водонасыщенных и нефтенасыщенных прослоев, а также вклад РХС. Данный подход обеспечивает сходимость гидродинамической модели с фактическими данными и позволяет получить корректный прогноз показателей разработки.In connection with the above, when modeling complex reservoirs characterized by low reservoir properties and heterogeneous fluid saturation, it is recommended to apply an approach with the construction of a detailed lithological model, taking into account the actual location (alternation) of water-saturated and oil-saturated layers, as well as the contribution of the RHS. This approach ensures the convergence of the hydrodynamic model with actual data and allows you to get a correct forecast of development indicators.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". Существенным отличием от прототипа является обоснование полосчатого насыщения низкопроницаемых отложений (чередование прослоев «нефть» и «вода» в ЧНЗ), а также учет в геолого-гидродинамической модели на начальном этапе разработки доли обводнености продукции от неколлекторов (алевролитов) за счет участия в движении части слоев рыхлосвязанной воды после ГРП.Comparative analysis of the essential features of the proposed technical solution and the prototype allows us to conclude that the claimed invention meets the "novelty" criterion. A significant difference from the prototype is the substantiation of the banded saturation of low-permeability sediments (alternating layers of "oil" and "water" in the ChNZ), as well as accounting in the geological and hydrodynamic model at the initial stage of development of the share of water cut from non-reservoirs (siltstones) due to participation in the movement of a part layers of loosely bound water after hydraulic fracturing.
Сопоставление результатов промыслово-геофизическихComparison of the results of production-geophysical
исследований (ПГИ), интервалов перфорации нагнетательных и добывающих скважин позволяет подтвердить работу интервалов неколлекторов, что служит дополнительным обоснованием правильности выбранной геолого-гидродинамической модели (фиг. 15).studies (PLT), perforation intervals of injection and production wells allows to confirm the operation of non-reservoir intervals, which serves as an additional justification for the correctness of the selected geological and hydrodynamic model (Fig. 15).
Что касается "изобретательского уровня", то авторами построены полномасштабные интегральные гидродинамические модели, позволяющие оперативно отслеживать текущую структуру запасов и контролировать разработку сложнопостроенных объектов, предложен новый подход, учитывающий особенности геологического строения при варианте неоднородного флюидонасыщения с высотой залежи, соответствующей зоне предельного насыщения, а также учет доли перехода рыхлосвязанной воды в свободное состояние при ГРП.As for the "inventive step", the authors have built full-scale integral hydrodynamic models that allow to quickly track the current structure of reserves and control the development of complex objects, a new approach is proposed that takes into account the peculiarities of the geological structure in the case of heterogeneous fluid saturation with a reservoir height corresponding to the maximum saturation zone, as well as taking into account the fraction of the transition of loosely bound water to a free state during hydraulic fracturing.
Предлагаемое техническое решение повышает надежность, достоверность и эффективность разработки нефтяных залежей.The proposed technical solution increases the reliability, reliability and efficiency of the development of oil deposits.
Используемые источники:Sources used:
1. Дулкарнаев М.Р., Котенев Ю.А., Методические принципы комплексного обоснования выработки неоднородных и сильно расчлененных пластов залежей нефти Когалымского региона // «Нефтегазовое дело», раздел Геология, геофизика, бурение, 2014 г, т. 12, №1, С. 13-24;1. Dulkarnaev M.R., Kotenev Yu.A., Methodological principles of comprehensive substantiation of the development of heterogeneous and highly dissected layers of oil deposits in the Kogalym region // "Oil and Gas Business", section Geology, geophysics, drilling, 2014, vol. 12, no. 1, pp. 13-24;
2. Патент РФ №2135766, МПК Е21В 49/00;2. RF patent №2135766, IPC Е21В 49/00;
3. Патент РФ №2313662, МПК Е21В43/16;3. RF patent No. 2313662, IPC Е21В43 / 16;
4. Патент РФ №2475646, МПК Е21В 49/00;4. RF patent No. 2475646, IPC Е21В 49/00;
5. Черемисин Н.А., Рзаев И.А., Алексеев Д.А. Влияние пространственной связности и фильтрационно-емкостных свойств неколлекторов и глин на разработку месторождений // «Нефтяное хозяйство», 2015 г., №11, С. 32-35;5. Cheremisin N.A., Rzayev I.A., Alekseev D.A. Influence of spatial connectivity and filtration-capacity properties of non-reservoirs and clays on field development // Oil Industry, 2015, No. 11, pp. 32-35;
6. Рекомендации к методике построения геологических моделей при подсчете запасов углеводородного сырья. Москва, ФБУ ГКЗ, 2014 г. - 100 с.;6. Recommendations for the methodology for constructing geological models when calculating hydrocarbon reserves. Moscow, FBU GKZ, 2014 - 100 p .;
7. Закревский К.Е. Геологическое 3Д моделирование. М: ООО «ИПЦ «Маска», 2009 г. - 376 с.;7. Zakrevsky K.E. Geological 3D modeling. M: LLC "IPC" Mask ", 2009 - 376 p .;
8. Закревский К.Е., Нассонова Н.В. Геологическое моделирование клиноформ неокома Западной Сибири. Тверь: ООО «Издательство ГЕРС», 2012 г. - 80 с.;8. Zakrevsky K.E., Nassonova N.V. Geological modeling of neocomian clinoforms in Western Siberia. Tver: LLC "Publishing house GERS", 2012 - 80 p .;
9. Дерягин Б.В., Чураев Н.В., Овчаренко Ф.Д. Вода в дисперсных системах. - М.: Химия, 1989 г. - 288 с.;9. Deryagin B.V., Churaev N.V., Ovcharenko F.D. Water in dispersed systems. - M .: Chemistry, 1989 - 288 p .;
10. Щипанов А.А. Модификация относительных фазовых проницаемостей как один из подходов к учету трещиноватости коллекторов при гидродинамическом моделировании // «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», 2002 г., №8, С. 60-66;10. Shchipanov A.A. Modification of relative phase permeabilities as one of the approaches to accounting for fracturing of reservoirs in hydrodynamic modeling // "Geology, geophysics and development of oil and gas fields", 2002, No. 8, pp. 60-66;
11. Алишаев М.Г., Арешев Е.Г., Плынин В.В., Фомкин А.В. Сравнительный анализ относительных фазовых проницаемостей для порового и трещинного коллекторов при слабой гидрофильности или гидрофобности внутренней поверхности породы // «Нефтяное хозяйство», 2000 г., №12, С. 56-59.11. Alishaev M.G., Areshev E.G., Plynin V.V., Fomkin A.V. Comparative analysis of relative phase permeabilities for pore and fractured reservoirs with weak hydrophilicity or hydrophobicity of the inner surface of the rock // Oil Industry, 2000, No. 12, pp. 56-59.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020107069A RU2731004C1 (en) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020107069A RU2731004C1 (en) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2731004C1 true RU2731004C1 (en) | 2020-08-28 |
Family
ID=72421463
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020107069A RU2731004C1 (en) | 2020-02-14 | 2020-02-14 | Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2731004C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771802C1 (en) * | 2021-11-22 | 2022-05-12 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for differentiation of porousness of heterogeneous carbonate formations |
| CN115637959A (en) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for analyzing self-blowout potential of oil and gas well |
| US11905807B2 (en) | 2021-06-30 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Workflow to model and condition water distribution in a hydrocarbon reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090204377A1 (en) * | 2004-09-10 | 2009-08-13 | Van Wagoner John C | Method for Constructing Geologic Models of Subsurface Sedimentary Volumes |
| EP2513674A2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-10-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| RU2475646C1 (en) * | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Министерство образования и науки РФ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный горный университет" | Method of construction of geologic and hydrodynamic model of oil and gas deposits |
| US20130346040A1 (en) * | 2012-06-20 | 2013-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Shale gas production forecasting |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
-
2020
- 2020-02-14 RU RU2020107069A patent/RU2731004C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20090204377A1 (en) * | 2004-09-10 | 2009-08-13 | Van Wagoner John C | Method for Constructing Geologic Models of Subsurface Sedimentary Volumes |
| EP2513674A2 (en) * | 2009-12-18 | 2012-10-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data |
| RU2475646C1 (en) * | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Министерство образования и науки РФ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уральский государственный горный университет" | Method of construction of geologic and hydrodynamic model of oil and gas deposits |
| US20130346040A1 (en) * | 2012-06-20 | 2013-12-26 | Schlumberger Technology Corporation | Shale gas production forecasting |
| RU2601733C2 (en) * | 2014-10-23 | 2016-11-10 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing |
| RU2656303C1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-06-04 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method for construction of geological-hydrodynamic models of non-homogeneous reservoirs with thin interlensing of sand-silt and clay rocks |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЧЕРЕМИСИН Н.А. и др. Влияние пространственной связности и фильтрационно-емкостных свойств неколлекторов и глин на разработку месторождений. "Нефтяное хозяйство", 2015, N 11, с. 32-35. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US11905807B2 (en) | 2021-06-30 | 2024-02-20 | Saudi Arabian Oil Company | Workflow to model and condition water distribution in a hydrocarbon reservoir |
| CN115637959A (en) * | 2021-07-20 | 2023-01-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for analyzing self-blowout potential of oil and gas well |
| RU2771802C1 (en) * | 2021-11-22 | 2022-05-12 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for differentiation of porousness of heterogeneous carbonate formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8364447B2 (en) | Method, program and computer system for conciliating hydrocarbon reservoir model data | |
| Eschard et al. | Combining sequence stratigraphy, geostatistical simulations, and production data for modeling a fluvial reservoir in the Chaunoy field (Triassic, France) | |
| CA2890817C (en) | System, method and computer program product for determining placement of perforation intervals using facies, fluid boundaries, geobodies and dynamic fluid properties | |
| RU2601733C2 (en) | Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing | |
| CN110056346B (en) | Oil reservoir three-dimensional original water saturation simulation method based on trend change function | |
| CN106503295B (en) | A kind of method and device for explaining oil field Water Flooding Layer using state-space model | |
| Gherabati et al. | Evaluating hydrocarbon-in-place and recovery factor in a hybrid petroleum system: Case of Bakken and three forks in North Dakota | |
| CN111706317B (en) | Method for determining distribution condition of residual oil in hypotonic reservoir in encryption adjustment area | |
| RU2731004C1 (en) | Method of constructing geological and hydrodynamic models of oil and gas fields | |
| Wimmers et al. | Integration of sedimentology, petrophysics and rock typing as key to understanding a tight gas reservoir | |
| Lucia et al. | Geological/stochastic mapping of heterogeneity in a carbonate reservoir | |
| Deng et al. | An integrated workflow for reservoir modeling and flow simulation of the nikanassin tight gas reservoir in the western Canada sedimentary basin | |
| Stags et al. | Reservoir simulation models an engineering overview | |
| CN107766689B (en) | Method for establishing reservoir permeability time-varying model for developing dynamic constraint | |
| Liu et al. | The Control Theory and Application for Well Pattern Optimization of Heterogeneous Sandstone Reservoirs | |
| Ahmed et al. | Geological Model for Mauddud Reservoir Khabaz Oil Field, Kirkuk, Northern Iraq | |
| CN110688781A (en) | Well logging interpretation method for low-permeability heterogeneous gas reservoir | |
| CN114185083B (en) | Quantitative evaluation method for fault sealing in clastic rock stratum | |
| Dommisse et al. | The value of building a multiscale, regional geomodel for reserves assessment of the Midland Basin | |
| Jambayev | Discrete fracture network modeling for a carbonate reservoir | |
| CN111027780B (en) | Oil potential field simulation method and device | |
| Ugryumov et al. | Prospectivity assessment of Bazhenov Formation using cutting-edge integrated static model | |
| CN110851982B (en) | Method for analyzing feasibility of oxygen reduction air flooding of medium-low permeability oil reservoir | |
| Li et al. | Improving the accuracy of permeability prediction modeling based on flow units: An example from the Khasib Limestone Reservoir of Ahdeb Oil Field, Iraq | |
| Cox et al. | Integrated modeling for optimum management of a giant gas condensate reservoir, Jurassic eolian Nugget Sandstone, Anschutz Ranch East field, Utah overthrust (USA) |