Important step in the construction of a geological and hydrodynamic model is to set the correct properties of the formations and further adapt the model to the historical development data. Main source of information on the geological properties of reservoirs is well logging data. Paper describes the application of the method for post-interpretation processing of logging data, with the help of which the lateral anisotropy value of the field site is found. Brief discussion on the algorithm for adapting the hydrodynamic model to the parameters of the formation using one reference well is given. Feature of the logging data application to study the phenomenon of permeability anisotropy is that this type of research is widespread, has sufficient information content, and the geophysical system itself does not require the inclusion of specialized instruments. Based on geophysical study, a volumetric model of the properties for oil and gas bearing formation is constructed, from which the permeability distribution is used, whose gradient allows establishing the directions of improved and deteriorated filtration properties. As a result, during adaption of the model, it was possible to achieve a difference in reserves between the geological and hydrodynamic models of 2.4 %, which is an acceptable deviation for further calculations. It was found that the direction of improved filtration properties has a northeastern direction at an angle of 35°, and the value of lateral anisotropy is 2.2. Obtained results of lateral anisotropy, taking into account the data on values of vertical anisotropy, are included in the field model, where it is planned to further study the effect of permeability anisotropy on formation productivity.

Актуальность исследования обусловлена необходимостью нефтегазодобывающему сектору проводить корректный прогноз добычных возможностей планируемых к бурению скважин как на разрабатываемых, так и на новых месторождениях, вводимых в промышленную эксплуатацию. Оценка достижимых дебитов при планировании стратегии разработки месторождения позволяет не только прогнозировать проектные уровни добычи, но и принять решение по совершенствованию стратегии запуска и разработки месторождений. Рациональное планирование снижает негативное влияние на окружающую среду и ведёт к энерго- и ресурсосбережению, также минимизирует риски невыполнения плановых показателей, что является причиной постоянной корректировки объемов добычи в меньшую сторону, ускоряет запуск новых скважин, что повышает негативное влияние процесса бурения на окружающую среду, сокращает стандартное-рекомендованное время на мероприятия и снижает качество строительства скважин. Цель: оценка потенциала пласта в той или иной зоне при выборе размещения проектного фонда скважин перед бурением, приводящая к более рациональному планированию объемов добычи углеводородного сырья, которые определяются на основании расчетов гидродинамической модели. Объект: разрабатываемые и вводимые в промышленную эксплуатацию (новые) месторождения углеводородов. Методы: индивидуальный подход к каждой скважине при определении стартовых дебитов скважин на стадии проектирования разработки месторождения. Результаты. Разработана новая методика определения запускных дебитов проектных скважин, позволяющая более точно прогнозировать начальный дебит горизонтальной скважины в определенном районе на не введенном или уже разрабатываемом месторождении нефти, газа и газоконденсата.

No abstract

The article describes the method of facies analysis, the relevance of which is determined by the difficulties in the study of genetic spatial heterogeneity of productive natural reservoirs by traditional, mainly "remote" methods, such as geophysical well surveys (GIS) and seismic surveys. In these conditions the facies analysis is of paramount importance: both in traditional for sedimentary strata and in its refined or new modifications. Most often, the sedimentological study uses the developments known as the facies-cyclic analysis, which predetermines a clear methodology of research, providing for a sequential separation of facies - establishment of cycles - correlation of sections - paleogeographic reconstruction, with obligatory "reverse" verification of constructions at each successive stage. However, in today's reality, the classical study of oil and gas exploration and production is practically impossible because of incomplete core sampling, fragmentation of its removal, a priori insufficient amount of core material, especially for unproductive horizons. With the mentioned non-compliance of facies-cyclic "canons" it is suggested to realize direct and direct use of facies studies, realized on the borehole cores for sedimentological and petrophysical modeling of geological natural systems. Thus, consciously removing the problems associated with the allocation of cycles, diachrony of layers of migratory nature, thus having a direct transition to the solution of practical oil and gas problems, based on a reliable facies basis. The method is developed for deep productive horizons, inaccessible to direct observation, in conditions of limited actual data (small number of cores).

Актуальность исследования состоит в существовании проблемы недостаточности информации при сборе и анализе геологических и физико-химических свойств разрабатываемых залежей. В частности, такая проблема касается анизотропии проницаемости, значение которой можно узнать первоначально лишь на основе керновых данных, получаемых в результате бурения с керноотборниками. Зачастую данная операция является затратной для недропользователя. Однако при построении геолого-гидродинамической модели величина анизотропии проницаемости является одной из ключевых характеристик пласта и значительно влияет на его поведение. В цели данной работы входило провести подбор оптимального значения вертикальной анизотропии на основе доступных данных и предложить варианты по улучшению существующей системы разработки в ходе гидродинамических расчётов анизотропной модели. Объектом исследования является одно из нефтяных месторождений Томской области, состоящее из терригенных отложений. Особенностью месторождения является его месторасположение в системе сложных локальных поднятий разного порядка. Основной продуктивный коллектор представлен юрскими отложениями, сформировавшимися в регрессивно-трансгрессивную серию осадконакопления и имеющими сложное распределение фильтрационно-емкостных свойств. Методы: изучение особенностей течения флюидов в пористой среде, измерение и подбор значения вертикальной анизотропии проницаемости, а также проведение гидродинамических вычислений с учётом предлагаемых улучшений системы разработки. В результате исследования удалось узнать, что повышение значения вертикальной анизотропии не всегда приводит к увеличению выработки запасов в зоне работы скважины. Так, при значении вертикальной анизотропии 0,5 величина накопленной добычи нефти составила 1,968 млн м3, в то время как для значения 0,86 эта величина равнялась 1,913. Такой результат связан с геологическими особенностями продуктивного пласта и подчеркивает важность влияния анизотропии проницаемости. Кроме этого, выполнены гидродинамические расчёты на изотропной и анизотропной моделях, позволившие выделить оптимальные варианты оптимизации текущей системы разработки. Коэффициент извлечения нефти для изотропной модели составил 23,4 %, а для анизотропной модели – 22,8 % относительно размера извлекаемых геологических запасов. Таким образом, полученная разница в 0,6 % вновь показывает важность явления анизотропии проницаемости и необходимость как можно бо́льшего количества данных.