«Нефтепро-
мысловое дело»

Построение модели абсолютной проницаемости для терригенного неконсолидированного коллектора месторождения сверхтяжелой нефти

УДК: 622.276.031:53
DOI: -

Авторы:

¹ ЛУКОЙЛ-Инжиниринг, Москва, Россия
² СамараНИПИнефть, Самара, Россия
³ Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе (МГРИ), Москва, Россия
⁴ Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
⁵ РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия

Ключевые слова: неконсолидированный песчаник, модель абсолютной проницаемости, глинистые минералы, фациальный анализ, геологическое моделирование, гидродинамическое моделирование, тяжелые нефти, анализ керна, ранний диагенез

Аннотация:

Крупные вертикально интегрированные нефтегазовые компании стремятся создать полноценные модели и цифровые двойники всех ключевых добычных проектов с использованием максимального набора данных и достижением максимально точного прогноза. Геология традиционно представляет собой наиболее сложный сегмент моделирования, сочетающий разные наборы данных, которые крайне трудно объединить в единой цифровой площадке. Современные подходы геологического моделирования предполагают получение детальной информации о литологии и распределении фаций. Классические методы, применяемые при построении гидродинамических моделей, часто приводят к потере важных деталей и геологической информации. Наиболее сложная и чувствительная характеристика – модель проницаемости. Ее показатели влияют на принятие многих технических решений. Методы современного петрофизического анализа и исследования керна значительно расширяют наше представление о коллекторе – его литологическом составе, минералогии и структуре порового пространства. Рост объемов и качества данных вкупе с развитием вычислительных технологий позволяет использовать более гибкие алгоритмы моделирования проницаемости и других характеристик пласта. Современные методики интегрируются в единый процесс построения петрофизической, геологической и гидродинамической моделей. Подробное описание неоднородности пород, обусловленной различными условиями осадконакопления и ранними стадиями преобразований (эодиагенеза), заметно повышает качество модели проницаемости и улучшает прогнозы. Точность таких моделей непосредственно влияет на корректность настроек гидродинамического расчета и надежность прогнозов, включая расчет производительности. Применение этих методов на стадии проектирования скважин способствует повышению технологической эффективности. Предлагаемый подход иллюстрируется примером конкретного месторождения, детально описывая геологическую специфику и использованную модель проницаемости. Этот подход обеспечивает полное понимание влияния геологических факторов на эксплуатационные характеристики и помогает уменьшить неопределенность оценки динамики разработки путем оптимизации размещения новых скважин.

Список литературы:

1. Иванов Д.А. Геологические характеристики, свойства флюидов и технологические особенности добычи в самом крупном в мире Оринокском бассейне сверхвысоковязкой нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2024. – Т. 19, № 4. – URL: https://www.ngtp.ru/rub/2024/33_2024.html

2. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity With Slant and Horizontal Wells (includes associated papers 24547 and 25308) // J. Pet. Technol. – 1988. – Vol. 40. – Р. 729–739. – DOI: 10.2118/15375-PA

3. Иванов Д.А., Гудошников А.С., Маркес Р. Особенности разработки блока месторождения сверхвязкой, сверхтяжелой нефти на естественном режиме вытеснения (нефтяной пояс Ориноко) // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2024. – Т. 19, № 3. – URL: https://www.ngtp.ru/rub/2024/26_2024.html

4. Reservoir Quality of Clastic and Carbonate Rocks: Analysis, Modelling and Prediction / P.J. Armitage, A.R. Butcher, J.M. Churchill [et al.] // Geological Society, London, Special Publications. – 2018. – 435. – DOI: 10.1144/SP435.21

5. Carmen P.C. Fluid Flow through Granular Beds // Trans. AIChE. – 1937. – Vol. 15. – P. 150–166.

6. Pittman E.D. Relationship of Porosity and Permeability to Various Parameters Derived from Mercury Injection-Capillary Pressure Curves for Sandstone // AAPG Bulletin. – 1992. – Vol. 76(2). – P. 191–198.

7. Enhanced Reservoir Description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells / J.O. Amaefule, M. Altunbay, D. Tiab [et al.] // Paper SPE 26436 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, 3–6 October 1993.

8. Методика интерпретации данных ГИС для определения геологической неоднородности продуктивных песчано-алеврито-глинистых пород девона Ромашкинского месторождения / В.С. Афанасьев, А.В. Афанасьев, С.В. Афанасьев, В.В. Тер-Степанов // Каротажник. – 2009. – № 3(180). – С. 92–112.

9. Ахметов Р.Т., Мухаметшин В.В., Кулешова Л.С. Использование гантельной модели для определения абсолютной проницаемости коллекторов по кривым капиллярного давления // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2019. – № 4(328). – С. 52–56. – DOI: 10.30713/2413-5011-2019-4(328)-52-56

10. Уточнение куба проницаемости геолого-гидродинамических моделей в условиях различного объёма исходных данных / Н.Д. Козырев, А.Г. Менгалиев, А.А. Кочнев, С.Н. Кривощеков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2021. – № 5(353). – С. 24–29. – DOI: 10.33285/2413-5011-2021-5(353)-24-29

11. Timur A. An Investigation of Permeability, Porosity, and Residual Water Saturation Relationships for Sandstone Reservoirs // The Log Analyst. – 1968. – Vol. 9(4). – P. 8–17.

12. Tixier M.P. Evaluation of Permeability from Electric-Log Resistivity Gradients // Oil and Gas J. – June 16 1949.

13. Xu C., Torres-Verdín C. Rock-Type Based Analysis of Hydration Water Effect on Capillary Pressure in Shaly Sand Formations: a Case Study in a Deltaic Gas Reservoir, Offshore Trinidad // J. of Petroleum Science and Engineering (submitted for review). – 2013.

14. Connate water saturation–Irreducible or not: The key to reliable hydraulic rock typing in reservoirs straddling multiple capillary windows / Ch. Xu, C. Torres-Verdín, Q. Yang, L. D-F Elton // SPE J. – 2013. – DOI: 10.2118/166082-MS

15. Хабаров А.В., Волокитин Я.Е. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным // Каротажник. – 2009. – № 12(189). – С. 167–211.

16. Jongkittinarukorn K., Tiab D. Identification of flow units in shaly sand reservoirs // J. of Petroleum Science and Engineering. – 1997. – Vol. 17, Issues 3–4. – P. 237–246. – DOI: 10.1016/S0920-4105(96)00046-0

17. A new approach in petrophysical rock typing / A. Mirzaei-Paiaman, M. Ostadhassan, R. Rezaee [et al.] // J. of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 166. – P. 445–464. – doi: 10.1016/j.petrol.2018.03.075.

18. Field Application of a Modified Kozeny-Carmen Correlation to Characterize Hydraulic Flow Units / H. Nooruddin, M.E. Hossain, Sh. Sudirman, T. Sulaimani // Paper presented at the SPE/DGS Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, Al-Khobar, Saudi Arabia, 2011. – DOI: 10.2118/149047-MS

19. Mohammad I., Ghalambor A. A New Approach in Permeability and Hydraulic-Flow-Unit Determination // SPE Res. Eval. & Eng. – 2013. – Vol. 16. – P. 257–264. – doi: 0.2118/151576-PA

20. Ghanbarian B., Lake L. W., Sahimi M. Insights Into Rock Typing: A Critical Study // SPE J. – 2019. – Vol. 24. – P. 230–242. – DOI: 10.2118/191366-PA