Исследование влияния анизотропии проницаемости на разработку модельного блока терригенного нефтенасыщенного коллектора в ходе гидродинамических расчетов
Библиографическое описание:Исследование влияния анизотропии проницаемости на разработку модельного блока терригенного нефтенасыщенного коллектора в ходе гидродинамических расчетов / Р. И. Ермеков, М. О. Коровин, В. П. Меркулов, О. С. Чернова. - Текст : непосредственный // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2020. - Т. 331, № 2. - С. 162-169 : ил. - Библиогр.: с. 167 (19 назв.). - ISSN 2413-1830.
Аннотация:Актуальность исследования состоит в существовании проблемы недостаточности информации при сборе и анализе геологических и физико-химических свойств разрабатываемых залежей. В частности, такая проблема касается анизотропии проницаемости, значение которой можно узнать первоначально лишь на основе керновых данных, получаемых в результате бурения с керноотборниками. Зачастую данная операция является затратной для недропользователя. Однако при построении геолого-гидродинамической модели величина анизотропии проницаемости является одной из ключевых характеристик пласта и значительно влияет на его поведение. В цели данной работы входило провести подбор оптимального значения вертикальной анизотропии на основе доступных данных и предложить варианты по улучшению существующей системы разработки в ходе гидродинамических расчетов анизотропной модели. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств.
The relevance of the research lies in the problem of insufficient information in collection and analysis of geological and physical-chemical properties of the developed reservoirs. In particular, such problem concerns permeability anisotropy, the value of which can initially be realized only based on cores obtained by core drilling. This is often costly and not beneficial for the subsurface user. However, during construction of geological model, the permeability anisotropy value is one of the key characteristics and significantly effects its behavior. The aim of this work is to determine the optimal value of vertical anisotropy based on the available data and to propose options to improve the existing development system during simulation of anisotropy model. The study object is one of oil fields of the Tomsk region, consisting of terrigenous sediments. A feature of the field is its location in the system of complex local lifted blocks of various orders. The main productive reservoir is represented by Jurassic sediments, created in a regressive-transgressive sedimentation series and have a complex distribution of poroperm properties.
