В статье рассмотрены вопросы учета масштабного эффекта, неоднородности пласта и, как следствие, повышения качества интегральной адаптации при гидродинамическом моделировании процесса вытеснения нефти. Представлены теоретические основы проблематики определения проницаемости продуктивного пласта. Показаны слабые стороны традиционного подхода к расчету проницаемости в зависимости от пористости, основанного на лабораторных исследованиях керна. Отмечено, что вопрос усреднения неоднородности при изучении физических свойств пласта является более важным, чем проблема эффективных средних параметров, так как по мере увеличения размеров пробного объема разница между свойствами, измеренными в пробном и бесконечном объемах, монотонно уменьшается до требуемой точности. На основе гидродинамической модели одного из нефтяных месторождений Волго-Уральского региона подтверждено, что использование базовой петрофизической зависимости проницаемости от пористости может приводить к недостоверным представлениям о дебитах скважин. На основе анализа и ранжирования входных данных с использованием языка программирования Python реализован алгоритм повышения точности оценки продуктивности пласта, путем учета информации о пространственном распределении пористости, которое является отражением неоднородности коллектора. Алгоритм базируется на проведении серии многовариантных расчетов секторной гидродинамической модели нефтяной залежи. Такой подход позволил получить новое облако точек проницаемость-пористость и скорректировать петрофизическую зависимость. Дополнительно проведена серия расчетов для оценки чувствительности результатов к размеру ячейки гидродинамической сетки с помощью опции локального измельчения ячеек. По Представленный алгоритм позволяет более точно воспроизводить интегральную адаптацию гидродинамической модели по сравнению с традиционным подходом, а также корректировать тренд проницаемость-пористость для улучшения воспроизведения продуктивности скважин и, как следствие, более корректно учитывать влияние неоднородности пласта и масштабного эффекта.
Список литературы
1. Повышение точности оценки продуктивности пласта при помощи учета статистических данных о его свойствах / Д.М. Оленчиков, А.Е. Сапожников, Н.А. Штин, Д.С. Чебкасов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». – 2011. – № 2. – С. 39–42.
2. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Ч. 1. Основные положения и их физическая интерпретация // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 6. – С. 62–68.
3. Гурбатова И.П., Еникеев Б.Н., Михайлов Н.Н. Элементарный представительный объем в физике пласта. Ч. 2. Основные положения и их физическая интерпретация // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2018. – № 7. – С. 65–72.
4. Методика расчета коэффициента продуктивности скважин неоднородных по проницаемости коллекторов / Л.Н. Назарова, С.И. Казетов, А.Л. Ганиев, К.Р. Уразаков // Нефть. Газ. Новации. – 2018. – № 4. – С. 51–55.
5. Нургалиев Р.З. Способ восстановления петрофизической зависимости «пористость-проницаемость» на основе базы средних значений параметров ФЕС неоднородного пласта // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2017. – № 3. – С. 47–79.
6. Совершенствование методики построения куба проницаемости с учетом неоднородности пластов при трехмерном моделировании / В.Н. Кожин, А.А. Махмутов, Р.Х. Гильманова, Р.Г. Сарваретдинов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2015. – № 4. – С. 26–28.
7. Папухин С.П., Сарваретдинов Р.Г., Мельников М.Н. Обоснование выбора метода построения петрофизической зависимости между пористостью и проницаемостью // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 1. – С. 14–20.
8. Сарваретдинов Р.Г., Сагитов Д.К. Использование геолого-математической модели пласта при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2008. – № 10. – С. 15–20.
