Особенности учета анизотропии проницаемости в гидродинамической модели
| Parent link: | Записки горного института/ Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Т. 243.— 2020.— [С. 299-304] |
|---|---|
| Ente Autore: | |
| Altri autori: | , , , |
| Riassunto: | Заглавие с экрана Важным этапом в построении геолого-гидродинамической модели является задание правильных свойств пластов и дальнейшая адаптация модели под исторические данные разработки. Основным источником информации о геологических свойствах продуктивных пластов являются каротажные данные скважин. В работе описывается применение методики постинтерпретационной обработки каротажных данных, с помощью которой находится значение латеральной анизотропии участка месторождения. Кратко рассматривается алгоритм действий по адаптации гидродинамической модели под параметры работы пласта по одной опорной скважине. Особенностью применения каротажных данных для изучения явления анизотропии проницаемости является то, что данный тип исследований широко распространен, имеет достаточную информативность, а сам геофизический комплекс не требует включения специализированных приборов. На основании геофизических исследований строится объемная модель свойств нефтегазоносного пласта, из которой далее используется распределение проницаемости, чей градиент позволяет установить направления улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. В результате при адаптации модели удалось достичь разницы в величине запасов между геологической и гидродинамической моделями в 2,4 %, что является приемлемой величиной отклонения для дальнейших расчетов. Было установлено, что направление улучшенных фильтрационных свойств имеет северо-восточное простирание при угле в 35°, а значение латеральной анизотропии составляет 2,2. Полученные результаты латеральной анизотропии с учетом данных по значениям вертикальной анизотропии включены в модель месторождения, на которой в дальнейшем планируется проводить исследования влияния анизотропии проницаемости на производительность пласта. |
| Pubblicazione: |
2020
|
| Soggetti: | |
| Accesso online: | https://dx.doi.org/10.31897/pmi.2020.0.299 |
| Natura: | Elettronico Capitolo di libro |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=662902 |
MARC
| LEADER | 00000naa0a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 662902 | ||
| 005 | 20250416104453.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\network\34061 | ||
| 035 | |a RU\TPU\network\32199 | ||
| 090 | |a 662902 | ||
| 100 | |a 20201207d2020 k||y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Особенности учета анизотропии проницаемости в гидродинамической модели |d Features of permeability anisotropy accounting in the hydrodynamic model |f Р. И. Ермеков, В. П. Меркулов, О. С. Чернова, М. О. Коровин | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 300 | |a Заглавие с экрана | ||
| 320 | |a [Библиогр.: 16 назв.] | ||
| 330 | |a Важным этапом в построении геолого-гидродинамической модели является задание правильных свойств пластов и дальнейшая адаптация модели под исторические данные разработки. Основным источником информации о геологических свойствах продуктивных пластов являются каротажные данные скважин. В работе описывается применение методики постинтерпретационной обработки каротажных данных, с помощью которой находится значение латеральной анизотропии участка месторождения. Кратко рассматривается алгоритм действий по адаптации гидродинамической модели под параметры работы пласта по одной опорной скважине. Особенностью применения каротажных данных для изучения явления анизотропии проницаемости является то, что данный тип исследований широко распространен, имеет достаточную информативность, а сам геофизический комплекс не требует включения специализированных приборов. На основании геофизических исследований строится объемная модель свойств нефтегазоносного пласта, из которой далее используется распределение проницаемости, чей градиент позволяет установить направления улучшенных и ухудшенных фильтрационных свойств. В результате при адаптации модели удалось достичь разницы в величине запасов между геологической и гидродинамической моделями в 2,4 %, что является приемлемой величиной отклонения для дальнейших расчетов. Было установлено, что направление улучшенных фильтрационных свойств имеет северо-восточное простирание при угле в 35°, а значение латеральной анизотропии составляет 2,2. Полученные результаты латеральной анизотропии с учетом данных по значениям вертикальной анизотропии включены в модель месторождения, на которой в дальнейшем планируется проводить исследования влияния анизотропии проницаемости на производительность пласта. | ||
| 461 | |t Записки горного института |f Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | ||
| 463 | |t Т. 243 |v [С. 299-304] |d 2020 | ||
| 510 | 1 | |a Features of permeability anisotropy accounting in the hydrodynamic model |z eng | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a труды учёных ТПУ | |
| 610 | 1 | |a анизотропия | |
| 610 | 1 | |a проницаемость | |
| 610 | 1 | |a гидродинамическое моделирование | |
| 701 | 1 | |a Ермеков |b Р. И. |g Роман Игоревич | |
| 701 | 1 | |a Меркулов |b В. П. |c геолог |c заведующий кафедрой Томского политехнического университета, кандидат геолого-минералогических наук |c выпускник ТПИ 1976 |f 1953- |g Виталий Павлович |3 (RuTPU)RU\TPU\pers\18581 |9 6881 | |
| 701 | 1 | |a Чернова |b О. С. |c специалист в области нефтегазового дела |c профессор Томского политехнического университета, доктор геолого-минералогических наук |f 1967- |g Оксана Сергеевна |3 (RuTPU)RU\TPU\pers\26243 |9 12029 | |
| 701 | 1 | |a Коровин |b М. О. |c геолог |c инженер Томского политехнического университета, доцент, кандидат геолого-минералогических наук |f 1990- |g Михаил Олегович |3 (RuTPU)RU\TPU\pers\31841 |9 15935 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Национальный исследовательский Томский политехнический университет |b Инженерная школа природных ресурсов |b Отделение нефтегазового дела |3 (RuTPU)RU\TPU\col\23546 |9 28343 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20201207 |g RCR | |
| 850 | |a 63413507 | ||
| 856 | 4 | |u https://dx.doi.org/10.31897/pmi.2020.0.299 | |
| 942 | |c CF | ||