Новые подходы к равновесной инициализации модели BlackOil и обоснованию уровней зеркала свободной воды и поверхности водонефтяного контакта

UDK: 622.276.1/.4.001.57
DOI: 10.24887/0028-2448-2018-6-70-75
Ключевые слова: равновесная инициализация, кубы начальных насыщенностей, J-функция Леверетта, псевдо-J-функция, зеркало свободной воды (ЗСВ), водонефтяной контакт (ВНК), переходная зона
Авторы: Е.О. Сазонов (ООО «Башнефть-Добыча»), А.Н. Нугаева (ООО «Башнефть-Добыча»), А.Н. Червякова (ООО «БашНИПИнефть»)

Рассмотрена методика, позволяющая оперативно получать кубы начальных насыщенностей, не противоречащих физике равновесной инициализации и соответствующих результатам интерпретации геолого-физических исследований скважин (РИГИС), исторической начальной обводненности каждой скважины, опробованиям. Рассмотрен новый подход к обоснованию уровней зеркала свободной воды и водонефтяного контакта. Представлен сравнительный анализ предложенного и традиционного подходов к инициализации. Проанализированы преимущества и недостатки обоих методов и принятые допущения. Так как исходные данные обладают разной степенью достоверности и нередко противоречат друг другу, для их корректного учета в модели, в разделе «Основные определения, обозначения и допущения предлагаемой методики» предложен рейтинг типов исследований скважин в порядке возрастания ошибки определения зеркала свободной воды.

Исследовано влияние произведения коэффициента поверхностного натяжения между нефтяной и водной фазами и косинуса краевого угла смачивания при пластовых условиях на величину зоны капиллярной пропитки, а соответственно и на величину запасов. Значение данного произведения в общем случае неизвестно и является параметром неопределенности. Поэтому в статье предложены два варианта ее оценки: при помощи расчета невязки начальной обводненности и накопленных показателей на гидродинамической модели, с одной стороны; путем оперативной оценки вариации пар указанных произведений и значений отметки зеркала свободной воды.

Изложенные в работе подходы к инициализации модели и обоснованию уровней водонефтяного контакта и зеркала свободной воды позволяют значительно ускорить процесс создания и адаптации геолого-гидродинамической модели.

Список литературы

1. Leverett M. Capillary Behavior in Porous Solids // SPE 941152-G. – 1941.

2. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. – М.: Недра, 1977. – 363 с.

3. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1971. – 312 с.

4. Fanchi J.R. Principles of applied reservoir simulation // Second Edition, Gulf Professional Publishing an imprint of Butterworth-Heinermann, 2001.

5. Aziz K., Settari A. Petroleum Reservoir Simulation. – London: Applied science publishers ltd, 1979.

6. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands // SPE 942107-G. – 1942.

7. Bedrikovetsky P. Mathematical Theory of Oil and Gas Recovery: With Applications to ex-USSR Oil and Gas Fields. – Netherlands: Springer, 2013.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) или читать материал, находящийся в открытом доступе, могут только авторизованные посетители сайта.

Библиометрия за 2016 год

SCOPUS
SNIP: 0,573
SJR: 0,205
РИНЦ
Двухлетний импакт-фактор: 0,629
Пятилетний импакт-фактор: 0,471
Показатель в рейтинге SCIENCE INDEX: 0,431
Место в рейтинге SCIENCE INDEX: 1178