10.25689/NP.2018.2.78-87
Низаев, Р.Х.
Институт «ТатНИПИнефть»
Габдрахманова, Р.И.
Институт «ТатНИПИнефть»
Шакирова, Р.Т.
Институт «ТатНИПИнефть»
Андреев, Б.В.
Институт «ТатНИПИнефть»
Данилов, Д.С.
Институт «ТатНИПИнефть»
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ БОБРИКОВСКОГО ОБЪЕКТА ЮЖНО-НУРЛАТСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
RESERVOIRS SIMULATION STUDIES OF PRODUCTION PERFORMANCE OF TERRIGENOUS BOBRIK RESERVOIRS OF YUZHNO-NURLATSKOYE OIL FIELD
Нефтяная провинция
2018
продуктивные пласты
неоднородность
терригенный коллектор
бобриковский горизонт
структурная поверхность
геологическая и фильтрационная модель
интерпретация ГИС
относительная фазовая проницаемость
адаптация параметров модели
предельная обводненность
producing reservoirs
heterogeneity
terrigenous reservoir
Bobrik horizon
stratal surface
geological and fluid flow model
well logging interpretation
relative permeability
history matching
ultimate water cut
ru
2018-10-04
Journal Article
http://docs.wixstatic.com/ugd/2e67f9_daa28935839f49b9bb4ef9a775d0190e.pdf
2412-8910
В данной работе авторами рассматривается построение геолого-гидродинамической модели для терригенных коллекторов бобриковского горизонта Южно-Нурлатского нефтяного месторождения, адаптация фильтрационной модели под историю разработки месторождения, использование результатов адаптации полученной модели для определения прогнозных технологических показателей объекта разработки.
Процедура построения геологической модели является стандартной, отражающей геологическое строение залежей. Необходимо отметить построение параметра начальной нефтенасыщенности с использованием зависимости функции Леверетта от водонасыщенности для пород бобриковского горизонта. Также следует обратить внимание на сложность получения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при построении фильтрационной модели бобриковского горизонта Южно-Нурлатского нефтяного месторождения вследствие неполного объема исходных данных.
Результаты адаптации фильтрационной модели и расчета прогнозных параметров подчеркивают степень соответствия геолого-технологической модели реальному объекту разработки.
Проведены гидродинамические расчеты с учетом комплекса мероприятий для интенсификации отбора и повышения нефтеотдачи на прогнозный период.
В данной работе авторами рассматривается построение геолого-гидродинамической модели для терригенных коллекторов бобриковского горизонта Южно-Нурлатского нефтяного месторождения, адаптация фильтрационной модели под историю разработки месторождения, использование результатов адаптации полученной модели для определения прогнозных технологических показателей объекта разработки.
Процедура построения геологической модели является стандартной, отражающей геологическое строение залежей. Необходимо отметить построение параметра начальной нефтенасыщенности с использованием зависимости функции Леверетта от водонасыщенности для пород бобриковского горизонта. Также следует обратить внимание на сложность получения кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при построении фильтрационной модели бобриковского горизонта Южно-Нурлатского нефтяного месторождения вследствие неполного объема исходных данных.
Результаты адаптации фильтрационной модели и расчета прогнозных параметров подчеркивают степень соответствия геолого-технологической модели реальному объекту разработки.
Проведены гидродинамические расчеты с учетом комплекса мероприятий для интенсификации отбора и повышения нефтеотдачи на прогнозный период
The authors of the present paper consider construction of geological and reservoir simulation model for terrigenous Bobrik reservoirs of Yuzhno-Nurlatskoye oil field, history matching of the resultant fluid flow model to historical production data and application of the history matched model for forecasting the performance of producing reservoirs.
Initial oil saturations have been obtained from Leverett J-function for Bobrik deposits. However, deficiency of initial data has hindered construction of relative permeability curves.
History matching and forecasting data are indicative of the degree of match between predicted and actual production data.
Reservoir simulations have been run to evaluate various improved and enhanced recovery methods as of the forecast period
№2(14) (2018)