Розробка методології скринінгу нафтовилучення з урахуванням інноваційних методів на прикладі українського родовища
DOI:
https://doi.org/10.15587/2706-5448.2023.294081Ключові слова:
залишкове водонасичення, репрезентативний елементарний об’єм, крігінг, відносна проникність, криві фракційних потоків, коефіцієнт вилучення нафтиАнотація
Об’єктом дослідження у роботі є процес переносу флюїду через поровий простір породи-колектора. Традиційний метод оцінки нафтовилучення шляхом заводнення має велику кількість невизначеностей. У цьому дослідженні, щоб усунути обмеження в поточному підході до визначення видобутку нафти, запроваджено систематичний алгоритм, спрямований на підвищення точності результатів.
Представлено методологію обрахунку коефіцієнту вилучення нафти для визначення кількості нафти, що може бути вилучено шляхом заводнення. У цій роботі аналітично було встановлено поетапність дій визначення коефіцієнту нафтовилучення, що досягає певного ступеня точності завдяки включенню ряду методик обрахунку науковців з різних країн світу. Зокрема пропонується літофаційний розподіл пласта завдяки методу крігінг, використання репрезентативного елементарного об’єму (REV) для збільшення точності визначення залишкового водонасичення кожної фації, застосування рівняння Баклі-Леверетта в розрахунку коефіцієнту вилучення нафти. На прикладі горизонту В-16н «Україського родовища» було встановлено кількість фацій (пісковик, пісковик глинистий, алевроліт) та розраховані коефіцієнти вилучення нафти для кожної окремо (0,53, 0,47, 0,29). Подальше визначення середнього коефіцієнту вилучення нафти описане в досліджені та потребує тісної інтеграції отриманих даних у тривимірний простір, оскільки дозволяє обрахувати частку фаціального вмісту в об’ємі пласта.
Використання запропонованого алгоритму дій допоможе побудувати більш достовірну тривимірну гідродинамічну модель, що призведе до значно меншого ступеня невизначеності колекторських властивостей, а зокрема, залишкового водонасичення, а також до більшої точності розповсюдження літологічних властивостей за допомогою методу крігінгу. Також ця методологія для обрахунку коефіцієнту нафтовилучення передбачає використання рівняння Баклі-Леверетта та кривих фракційних потоків, дані яких базуються на відносних проникностях та залежать від залишкового водонасичення, що визначені лабораторно для кожної літофації. Ці методики обґрунтовують збір додаткового кернового матеріалу, важливість літофаціального розчленування пласта та тісно інтегровані в тривимірний простір, що дає змогу змоделювати наявні процеси, відтворити запропоновану методологію та виконати прогноз.
Посилання
- Cvetkovic, B. (2009). Well Production Decline. Available at: https://www.semanticscholar.org/paper/Well-Production-Decline-Cvetkovi%C4%87/7a541f814c78fa6579b510db902cb958b9a3eab0
- Blunt, M. J. (2017). Multiphase flow in permeable media: A pore-scale perspective. Cambridge university press. doi: https://doi.org/10.1017/9781316145098
- Ringrose, P., Bentley, M. (2014). Upscaling Flow Properties. Reservoir Model Design. Berlin: Springer, 115–149. doi: https://doi.org/10.1007/978-94-007-5497-3_4
- Martus, O., Petrash, O. (2022). Improved methodology development for assessing the reservoir collector properties by the quantitative reservoir characterization tools. Technology Audit and Production Reserves, 4 (1 (66)), 42–46. doi: https://doi.org/10.15587/2706-5448.2022.263640
- Martus, O., Agarkov, V. (2022). Development of improved method for evaluation of reservoir properties of formation. Technology Audit and Production Reserves, 5 (1 (67)), 33–37. doi: https://doi.org/10.15587/2706-5448.2022.266572
- Hilfer, R., Lemmer, A. (2015). Differential porosimetry and permeametry for random porous media. Physical Review E, 92 (1). doi: https://doi.org/10.1103/physreve.92.013305
- Bear, J. (2013). Dynamics of fluids in porous media. Courier Corporation.
- Lyons, W. (2010). Working guide to reservoir engineering. Gulf professional publishing. doi: https://doi.org/10.1016/c2009-0-30573-5
- Leverett, M. C. (1941). Capillary Behavior in Porous Solids. Transactions of the AIME, 142 (1), 152–169. doi: https://doi.org/10.2118/941152-g
- Buckley, S. E., Leverett, M. C. (1942). Mechanism of Fluid Displacement in Sands. Transactions of the AIME, 146 (1), 107–116. doi: https://doi.org/10.2118/942107-g
- Willhite, G. P. (1986). Waterflooding. Richardson. doi: https://doi.org/10.2118/9781555630058
- Singh, S. P., Kiel, O. G. (1982). Waterflood design (pattern, rate, and timing). SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China, SPE-10024. doi: https://doi.org/10.2118/10024-ms
- Forrest, F., Craig, J. (1971). The reservoir engineering aspects of waterflooding. Society of Petroleum.
- Langnes, G. L., Robertson Jr, J. O., Chilingar, G. V. (1972). Secondary recovery and carbonate reservoirs. New York, 305.
- Improved Oil Recovery (1983). Interstate Oil Compact Commission.
- Welge, H. J. (1952). A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water Drive. Journal of Petroleum Technology, 4 (4), 91–98. doi: https://doi.org/10.2118/124-g
- Lis-Śledziona, A., Stadtmüller, M. (2019). Determining irreducible water saturation based on well log data and laboratory measurements. Nafta-Gaz, 75 (5), 239–246. doi: https://doi.org/10.18668/ng.2019.05.01
- Iske, A., Randen, T. (Eds.) (2006). Mathematical methods and modelling in hydrocarbon exploration and production. Vol. 7. Springer Science & Business Media, 452. doi: https://doi.org/10.1007/b137702
- Kirilov, A. S., Zakrevskii, K. E. (2014). Praktikum po seismicheskoi interpretatcii v PETREL. Moscow.
- Babasafari, A. A., Ghosh, D. P., Ratnam, T., Rezaei, S., Sambo, C. (2022). Geological reservoir modeling and seismic reservoir monitoring. Seismic Imaging Methods and Applications for Oil and Gas Exploration. Elsevier, 179–285. doi: https://doi.org/10.1016/b978-0-323-91946-3.00002-x
- Cosentino, L. (2001). Integrated reservoir studies. Editions Technip, 336.
- Galli, A., Beucher, H., Le Loc’h, G., Doligez, B., Group, H. (1994). The Pros and Cons of the Truncated Gaussian Method. Quantitative Geology and Geostatistics. Springer, 217–233. doi: https://doi.org/10.1007/978-94-015-8267-4_18
- Cornish, B. E., King, G. A. (1988). Combined interactive analysis and stochastic inversion for high-resolution reservoir modeling. 50th Mtg. European Assn. Expl. Geophys.
- Hansen, K. M. (1992). The use of sequential indicator simulation to characterize geostatistical uncertainty (No. SAND--91-0758). Sandia National Labs.
- Matheron, G. (1963). Principles of geostatistics. Economic Geology, 58 (8), 1246–1266. doi: https://doi.org/10.2113/gsecongeo.58.8.1246
- Bohling, G. (2005). Introduction to geostatistics and variogram analysis. Kansas geological survey, 1 (10), 1–20.
- Isaaks, E. H., Srivastava, R. M. (1990). An Introduction to Applied Geostatistics. Oxford University Press, 592.
- Pyrcz, M. J., Deutsch, C. V. (2014). Geostatistical reservoir modeling. Oxford University Press.
- Cressie, N. (2015). Statistics for spatial data. John Wiley & Sons.
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2023 Olena Martus, Branimir Cvetkovic
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.
