УДК 622.276
А.В. Шурунов
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЗАВИСИМОСТЕЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ С ПОМОЩЬЮ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И ЧИСЛЕННОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМОГО ТЕРРИГЕННОГО КОЛЛЕКТОРА
Аннотация
Актуальность. При использовании геолого-гидродинамических моделей для анализа и проектирования разработки месторождений углеводородов фазовые проницаемости пластов-коллекторов занимают ключевое место. Традиционный подход к определению этих параметров с помощью лабораторных испытаний на керне часто не обеспечивает достаточную точность, поэтому предлагается альтернативная методика определения фазовых проницаемостей. Цель работы. Уточнение параметров зависимостей фазовых проницаемостей пластов-коллекторов для выполнения прогнозных расчетов добычи месторождения и повышения эффективности геолого-технических мероприятий (ввод уплотняющих скважин, повторные гидравлические разрывы пласта) без использования нерелевантных по масштабу данных исследований керна. Материалы и методы. Обработка и интерпретация данных гидродинамических исследований скважин и построение численной модели участка месторождения с адаптацией на длительные исторические данные. Результаты. Сформулирована методика получения относительных фазовых проницаемостей по данным разработки месторождений, расшифровки результатов проводимых гидродинамических исследований соответствующих скважин, формирования по объекту разработки численной модели. Данная методика опробована на реальном объекте разработки (южная часть Приобского нефтяного месторождения). Выводы. Методика может быть использована для моделирования нефтяных месторождений. По сравнению с классическим подходом определения относительных фазовых проницаемостей по керну, данный метод позволяет избавиться от эффекта масштабирования и получить релевантные зависимости для целого объекта разработки.
Ключевые слова: гидродинамические исследования скважин, относительные фазовые проницаемости, численное моделирование
Andrey V. Shurunov
DETERMINATION OF DEPENDENCE PARAMETERS OF RELATIVE PHASE PERMEABILITIES USING WELL TESTING AND NUMERICAL MODELING FOR A LOW-PERMEABILITY TERRIGENOUS RESERVOIR
Abstract
Background. When using geological hydrodynamic models for analysis and engineering, phase permeabilities are of key importance in field development. Traditional approach to determining these parameters through laboratory core tests often does not display sufficient accuracy, so an alternative technique for determining phase permeabilities is proposed. Objective. This study is intended to clarify the phase permeability relationships in the forecast calculations of field production and assessment of the success of geological and technical measures (bringing-in of infill wells, repeated hydraulic fracturing) without using irrelevant data from core studies. Results. A technique was formulated for obtaining relative phase permeabilities from field development data, deciphering the results of hydrodynamic testing of the corresponding wells and forming a numerical model for the development object. This technique was tested on a real development object (the southern part of the Priobskoye field). Conclusions. The technique can be used to model oil fields. In comparison with the classical approach of determining relative phase permeabilities by core, this method allows us to get rid of the scaling effect and get relevant dependencies for the entire development object.
Keywords: well testing, relative phase permeabilities, numerical modeling
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2025.05
Полный текст статьи в формате PDF
