Ссылка для цитирования: Группирование эксплуатационных объектов на основе параметров обобщённой модели кривых капиллярного давления на примере ряда нефтяных месторождений Западной Сибири /  Р.Т. Ахметов, В.В. Мухаметшин, Л.С. Кулешова, О.А. Грезина // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 11. – С. 89-97

Актуальность. Группирование объектов позволяет уже на стадии выхода месторождения из разведки относить новые залежи к какому-либо из известных объектов-аналогов, находящихся в разработке. Использование опыта длительно разрабатываемых месторождений-аналогов при эксплуатации новых объектов несомненно является актуальной процедурой. Цель: выявление объекта-аналога путем использования ограниченного количества показателей, интегрально характеризующих данный объект. Объекты: продуктивные пласты юрского и нижнемелового возраста ряда месторождений Западной Сибири. Методы: статистическая обработка данных капилляриметрических исследований образцов керна ряда продуктивных пластов отдельных месторождений, создание математической модели кривых капиллярного давления. Результаты. При выявлении объектов-аналогов предлагается использовать обобщенную модель кривых капиллярного давления, которая представляет собой зависимость безразмерного капиллярного давления от нормированной (приведенной) водонасыщенности в логарифмической системе координат. В условиях Западной Сибири для любого месторождения на коллекции образцов керна в лабораторных условиях изучают капиллярные характеристики продуктивного пласта. Определяют фильтрационно-емкостные свойства образцов: пористость, проницаемость, остаточную водонасыщенность. Далее путем статистической обработки лабораторных данных можно получить обобщенную математическую модель капиллярных кривых. Параметры обобщенной модели a, b и c являются характеристиками данного продуктивного пласта, причём каждый продуктивный пласт однозначно характеризуется своими параметрами. Эти параметры являются неизменными для конкретного продуктивного пласта, но различными для пластов разных месторождений. Параметр a определяет степень смачиваемости поверхности порового канала, то есть водоудерживающую способность продуктивного пласта. Параметр b характеризует микронеоднородность каналов по размерам, а также долевое участие каналов в процессе фильтрации жидкости. Кроме того, относительные фазовые проницаемости для смачивающей (вода) и несмачивающей (нефть, газ) фаз для различных водонасыщенностей тоже определяются параметром b. Параметр c характеризует поведение кривой капиллярного давления в области минимальных значений размеров поровых каналов. Таким образом, обобщенная модель капиллярного давления однозначно характеризует данный эксплуатационный объект, и параметры модели могут быть использованы для распознавания объекта-аналога, находящегося в разработке. Очевидно, опыт разработки объекта-аналога можно уверенно использовать в процессе разработки рассматриваемого месторождения.