Розробка удосконаленого методу оцінки колекторських властивостей пласта

The object of research in the paper is the process of fluid transfer through the pore space of the reservoir rock. The traditional method of assessing reservoir properties has a significant number of sources of uncertainty. In this article, to compensate for the shortcomings of the existing method of reservoir characterization, an algorithm of actions is proposed with an increase in the accuracy and representativeness of its results. The workflow of the pre-alpha version of the software for the existing pore space representation algorithm is presented. In this work, the step-by-step actions necessary to create an application that can reproduce the pore space and mass transfer processes in it by reading the data of the magnetic resonance imaging (MRI) of the rock were analytically determined. In particular, the use of ready-made open code is proposed, which displays the rock according to the pictures and also reproduces the fluid flow processes in the rock reservoir. Still, there is no adapted framework for the ordinary user. The use of such an application, proposed by the authors, will lead to a much lower degree of the reservoir properties uncertainty, will help to more reliably reflect the reservoir properties of the reservoir rock, and provide a more reliable impression of the reservoir operation at the design stage of its development. The proposed software, based on already existing developments in open access on the GitHub platform, will help the user to fully use the existing tools for building a three-dimensional model of a porous sample based on the data of MRI images of the rock. After finalizing the user interface with the help of the user interface design and front-end development, the engineering staff will be able to conduct research on the rock at a macroscopic level.Об’єктом дослідження у роботі є процес переносу флюїду через поровий простір породи-колектора. Традиційний метод оцінки колекторських властивостей має значну кількість потенційних джерел невизначеності. У цій роботі для компенсації недоліків існуючої методики характеризації пласта запропоновано алгоритм дій по збільшенню точності та репрезентативності її результатів. Представлено робочий процес функціонування пре-альфа версії програмного забезпечення, для існуючого алгоритму відтворення порового простору. У цій роботі аналітично було встановлено поетапність дій необхідних для створення додатку, що матиме змогу відтворювати поровий простір та процеси масопереносу у ньому за допомогою зчитування даних магнітно-резонансної томографії (МРТ) породи. Зокрема пропонується використання готового відкритого коду, який відображає породу за знімками, а також відтворює процеси протікання флюїду в породі колекторі, але немає пристосованої оболочки для звичайного користувача. Використання подібного додатку, запропонованого авторами, призведе до значно меншого ступеня невизначеності колекторських властивостей, допоможе більш достовірно відобразити фільтраційні властивості породи колектора, скласти більш достовірне уявлення про роботу пласта на етапі проектування його розробки. Запропоноване програмне забезпечення, на основі вже існуючих напрацювань у відкритому доступі на платформі GitHub, допоможе користувачу в повному обсязі використовувати існуючий інструментарій побудови тривимірної моделі пористого зразка за даними МРТ знімків породи. Після доопрацювання інтерфейсу користувача та фронт-енд розробки, інженерні кадри отримають змогу проводити дослідження породи на макроскопічному рівні

Development of improved method for evaluation of reservoir properties of formation

The object of research in the paper is the process of fluid transfer through the pore space of the reservoir rock. The traditional method of assessing reservoir properties has a significant number of sources of uncertainty. In this article, to compensate for the shortcomings of the existing method of reservoir characterization, an algorithm of actions is proposed with an increase in the accuracy and representativeness of its results. The workflow of the pre-alpha version of the software for the existing pore space representation algorithm is presented. In this work, the step-by-step actions necessary to create an application that can reproduce the pore space and mass transfer processes in it by reading the data of the magnetic resonance imaging (MRI) of the rock were analytically determined. In particular, the use of ready-made open code is proposed, which displays the rock according to the pictures and also reproduces the fluid flow processes in the rock reservoir. Still, there is no adapted framework for the ordinary user. The use of such an application, proposed by the authors, will lead to a much lower degree of the reservoir properties uncertainty, will help to more reliably reflect the reservoir properties of the reservoir rock, and provide a more reliable impression of the reservoir operation at the design stage of its development. The proposed software, based on already existing developments in open access on the GitHub platform, will help the user to fully use the existing tools for building a three-dimensional model of a porous sample based on the data of MRI images of the rock. After finalizing the user interface with the help of the user interface design and front-end development, the engineering staff will be able to conduct research on the rock at a macroscopic level

Розробка методології скринінгу нафтовилучення з урахуванням інноваційних методів на прикладі українського родовища

The object of research in the paper is the process of fluid transfer through the pore space of the reservoir rock. The traditional method of estimating oil recovery by flooding has a large number of uncertainties. In this study, to address limitations of the current approach to determining oil production, let’s introduce a systematic algorithm aimed at enhancing result precision. The methodology for calculating the oil recovery coefficient for determining the amount of oil that can be extracted by flooding is presented. In this work, the step-by-step process of determining the oil recovery coefficient was analytically established, which achieves a certain degree of accuracy due to the inclusion of a number of methods of calculation of scientists from different countries of the world. In particular, the lithofacies distribution of the reservoir using the kriging method, the use of a representative elementary volume (REV) to increase the accuracy of determining the irreducible water saturation of each facies, and the use of the Buckley-Leverett equation in the calculation of the oil recovery coefficient are proposed. The number of facies (sandstone, argillaceous sandstone, siltstone) was determined on the example of the B-16n horizon of the «Ukrainian deposit» and the oil recovery coefficients were calculated for each separately (0.53, 0.47, 0.29). Further determination of the average oil recovery coefficient is described in the researched and requires close integration of the obtained data in three-dimensional space, as it allows to calculate the fraction of facies content in the reservoir volume. The use of the proposed action algorithm will help to build a more reliable three-dimensional hydrodynamic model, will lead to a much lower degree of uncertainty of reservoir properties, and in particular irreducible water saturation, as well as more accurate distribution of lithological properties using kriging. Also, this methodology for calculating the oil recovery coefficient involves the use of the Buckley-Leverett equation and fractional flow curves, the data of which are based on relative permeabilities and depend on the irreducible water saturation determined in the laboratory for each lithofacies. These techniques justify the collection of additional core material, the importance of lithofacies dismemberment of the formation and are closely integrated in the three-dimensional space, which makes it possible to simulate the existing processes, reproduce the proposed methodology and perform the forecast.Об’єктом дослідження у роботі є процес переносу флюїду через поровий простір породи-колектора. Традиційний метод оцінки нафтовилучення шляхом заводнення має велику кількість невизначеностей. У цьому дослідженні, щоб усунути обмеження в поточному підході до визначення видобутку нафти, запроваджено систематичний алгоритм, спрямований на підвищення точності результатів. Представлено методологію обрахунку коефіцієнту вилучення нафти для визначення кількості нафти, що може бути вилучено шляхом заводнення. У цій роботі аналітично було встановлено поетапність дій визначення коефіцієнту нафтовилучення, що досягає певного ступеня точності завдяки включенню ряду методик обрахунку науковців з різних країн світу. Зокрема пропонується літофаційний розподіл пласта завдяки методу крігінг, використання репрезентативного елементарного об’єму (REV) для збільшення точності визначення залишкового водонасичення кожної фації, застосування рівняння Баклі-Леверетта в розрахунку коефіцієнту вилучення нафти. На прикладі горизонту В-16н «Україського родовища» було встановлено кількість фацій (пісковик, пісковик глинистий, алевроліт) та розраховані коефіцієнти вилучення нафти для кожної окремо (0,53, 0,47, 0,29). Подальше визначення середнього коефіцієнту вилучення нафти описане в досліджені та потребує тісної інтеграції отриманих даних у тривимірний простір, оскільки дозволяє обрахувати частку фаціального вмісту в об’ємі пласта. Використання запропонованого алгоритму дій допоможе побудувати більш достовірну тривимірну гідродинамічну модель, що призведе до значно меншого ступеня невизначеності колекторських властивостей, а зокрема, залишкового водонасичення, а також до більшої точності розповсюдження літологічних властивостей за допомогою методу крігінгу. Також ця методологія для обрахунку коефіцієнту нафтовилучення передбачає використання рівняння Баклі-Леверетта та кривих фракційних потоків, дані яких базуються на відносних проникностях та залежать від залишкового водонасичення, що визначені лабораторно для кожної літофації. Ці методики обґрунтовують збір додаткового кернового матеріалу, важливість літофаціального розчленування пласта та тісно інтегровані в тривимірний простір, що дає змогу змоделювати наявні процеси, відтворити запропоновану методологію та виконати прогноз

Розробка вдосконаленої методології оцінки колекторських властивостей покладу інструментами кількісної характеризації пласта

The object of research in the paper is the process of fluid transfer through the pore space of the reservoir rock. In this paper, using an expert method, the shortcomings of the Ukrainian methodology for assessing the reservoir properties of the reservoir were highlighted. In particular, the sources of uncertainty accumulation in determining the absolute values of the reservoir's filtration parameters have been identified. The existing problem is that the algorithms of actions, which are the basis of the Ukrainian method of assessing reservoir properties, introduce a significant degree of uncertainty into the assessment results. In order to reduce uncertainty, the introduction of the concept of a representative elemental volume is considered when conducting laboratory research and the construction of a three-dimensional digital model of this elementary volume. It is suggested to improve the Ukrainian method of assessing the collector properties of the deposit based on current Western research. It was established that the standard methods of assessing the reservoir properties of the deposit are a source of accumulation of uncertainty in the development of technological documentation for the development of the deposit. The work is aimed at the development of an improved methodology for assessing the collector properties of the deposit. It is proposed to add to the action algorithm the stage of determining the representative volume of the sample, building its three-dimensional model, and digitizing it. At the final stage, the connectivity of the pores inside the sample is determined using the Minkowski function to improve the quality of the project documentation for the development of deposits. Guidelines have been developed to improve standard methods for assessing the collector properties of the deposit. The use of an improved methodology for assessing the reservoir properties of the deposit leads to a significantly lower degree of uncertainty and helps to form a more reliable picture of the operation of the reservoir at the design stage of its development. The presented study will be useful for the engineering personnel of foreign contractor companies, as it justifies the need to collect additional core material and sets the quality criteria of the information obtained about the collector properties of the deposit.Об’єктом дослідження у роботі є процес переносу флюїду через поровий простір породи-колектора. У цій роботі експертним методом було виділено недоліки української методики оцінки колекторських властивостей пласта. Зокрема встановлено джерела накопичення невизначеності при визначенні абсолютних величин фільтраційних параметрів пласта. Існуюча проблема полягає в тому, що алгоритми дій, покладені в основу українського методу оцінки колекторських властивостей пласта, вносять значний ступінь невизначеності у результати оцінювання. Для зменшення невизначеності розглядається запровадження концепції репрезентативного елементарного об'єму при проведенні лабораторних досліджень та побудови тривимірної цифрової моделі цього елементарного об'єму. Пропонується вдосконалити українську методику оцінки колекторських властивостей покладу на основі актуальних західних досліджень. Встановлено, що стандартні методики оцінки колекторських властивостей покладу є джерелом накопичення невизначеності при розробці технологічної документації на розробку родовища. Робота направлена на розробку вдосконаленої методики оцінки колекторських властивостей покладу. Запропоновано внесення до алгоритму дій етапу визначення репрезентативного об’єму зразка, побудови тривимірної його моделі, її оцифрування. На фінальному етапі за допомогою функції Міньковського визначається зв’язність пор всередині зразка для покращання якості проєктної документації на розробку родовищ. Розроблено настанови по удосконаленню стандартних методик оцінки колекторських властивостей покладу. Використання удосконаленої методики оцінки колекторських властивостей покладу призводить до значно меншого ступеню невизначеності та допомагає скласти більш достовірне уявлення про роботу пласта на етапі проєктування його розробки. Представлене дослідження буде корисним для інженерних кадрів зарубіжних компаній-підрядників, так як обґрунтовує необхідність збору додаткового кернового матеріалу та задає критерії якості отриманої інформації про колекторські властивості родовища