К вопросу о сопоставимости относительных фазовых проницаемостей, полученных разными методами

Об авторах:

Степанов Сергей Викторович, старший эксперт, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; доктор технических наук, профессор базовой кафедры ООО «ТННЦ», Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; svstepanov@tnnc.rosneft.ru

Вокина Виктория Руслановна, ведущий специалист, Тюменский нефтяной научный центр, Тюмень, Россия; студент магистратуры, кафедра прикладной и технической физики, Школа естественных наук, Тюменский государственный университет, Тюмень, Россия; vrvokina@tnnc.rosneft.ru, https://orcid.org/0000-0002-9651-1758

Аннотация:

В статье обсуждаются четыре метода получения функций относительной фазовой проницаемости (ОФП): 1) аппроксимация точечных лабораторных данных по известным корреляциям Кори и LET; 2) расчет ОФП по кривым капиллярного давления с использованием моделей Бурдайна, Кори и Кори — Брукса; 3) расчет ОФП по промысловым данным; 4) модификация ОФП при настройке гидродинамической модели.
Для получения ОФП по промысловым данным предложен новый метод. В данном методе принято, что значения функции Бакли — Леверетта эквивалентны величинам обводненности скважины, а водонасыщенность можно определить по формуле, связывающей накопленную добычу нефти и начальные геологические запасы нефти.
Методы получения ОФП апробированы на примере двух реальных объектов. Результаты апробации показали, что все пары ОФП заметно отличаются между собой, при этом для рассмотренных объектов имеют место различные тенденции. В статье приводится пояснение возможных причин, обусловливающих различие ОФП. При этом установлено, что масштабный фактор не является самым значимым.
Целесообразность проведенных исследований связана с необходимостью изу­чения уровня соответствия между собой функций ОФП, полученных разными методами. Это позволит более аргументированно проводить обоснование функций ОФП при создании и адаптации гидродинамической модели нефтяной залежи.

Список литературы:

Индрупский И. М., Закиров Э. С., Аникеев Д. П., Ипатов А. И., Фахретдинов Р. Н., Гуляев Д. Н., Клочан И. П. 2008. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных условиях // Нефтяное хозяйство. № 5. С. 38–42.

Степанов С. В. 2006. Использование данных разработки месторождения нефти для получения кривых фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. № 4. С. 67–69.

Honarpour M., Koederitz L., Harvey A. H. 1986. Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. Boca Raton: CRC Press. 152 pp. https://doi.org/10.1201/9781351076326

Li K., Horne R. N. 2002. Experimental verification of methods to calculate relative permeability using capillary pressure data // SPE Western Regional/AAPG Pacific Section Joint Meeting (20–22 May 2002, Anchorage, Alaska). Paper SPE-76757-MS. https://doi.org/10.2118/76757-MS

Lomeland F., Ebeltoft E., Thomas W. H. 2005. A new versatile relative permeability correlation // International Symposium of the Society of Core Analysts (21–25 August 2005, Toronto, Canada). Paper SCA2005-32.