Учёные показали, как популярная модель «искажает» свойства нефтяного пласта

В ходе работы ученые адаптировали CRM‑модель для разных типов геологического строения и проанализировали, как ее специфика влияет на итоговые значения фильтрационно‑емкостных свойств. Исследования проводились с учетом масштабного эффекта, то есть различий в характеристиках породы на разных масштабах измерений, и реальной неоднородности пласта.

«Результаты показали закономерность: чем сложнее строение пласта, тем сильнее отличаются интерпретированные моделью значения от „истинных“ (заданных в исходных данных). В неоднородных пластах пары „пористость — проницаемость“ могут формировать иную петрофизическую зависимость, не совпадающую с классической, установленной для этого типа породы. Это связано с тем, что CRM‑модель по своей сути предполагает однородность пласта в области дренирования, а в реальных условиях это допущение часто не выполняется», — пояснил аспирант Школы естественных наук ТюмГУ Никита Буланов.

На основе полученных данных эксперты сформулировали практические рекомендации для повышения точности интерпретации, с учётом реальных геологических особенностей участка.

«Даже при наличии надежных петрофизических зависимостей нельзя игнорировать специфику расчетной модели. Учет неоднородности и корректный выбор подхода к интерпретации данных являются ключевыми факторами для достоверной оценки запасов и планирования разработки месторождений», — подчеркнул аспирант.

Работа выполнялась совместно с ООО «РН — Геология Исследования Разработка».

Источник:

Управление стратегических коммуникаций ТюмГУ