georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2025.4.10geores-617Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESГеолого-гидродинамическое моделирование сложнопостроенных карбонатных коллекторов с учетом фациальной зональностиHydrodynamic Modeling of Complex Carbonate Reservoirs Considering Facies ZonalityКривощековС. Н.KrivoshchekovS. N.

Сергей Николаевич Кривощеков – кандидат техн. наук, доцент

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29 

Sergey N. Krivoschekov – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor

29 Komsomolsky pr., Perm, 614990

krivoshchekov@gmail.comКочневА. А.KochnevA. A.

Александр Александрович Кочнев – кандидат техн. наук

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29 

Alexander A. Kochnev – Cand. Sci. (Engineering)

29 Komsomolsky pr., Perm, 614990

sashakoch93@gmail.comОжгибесовЕ. С.OzhgibesovE. S.

Евгений Сергеевич Ожгибесов – ассистент

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29 

Evgeny S. Ozhgibesov – Assistant

29 Komsomolsky pr., Perm, 614990

ozhgibesov2015@yandex.ruШиринкинД. О.ShirinkinD. O.

Дмитрий Олегович Ширинкин – младший научный сотрудник

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29 

Dmitry O. Shirinkin – Junior Researcher

29 Komsomolsky pr., Perm, 614990

shirinkindo.40@mail.ruЮжаковА. Л.YuzhakovA. L.

Алексей Леонидович Южаков – кандидат техн. наук, доцент

614990, Пермь, Комсомольский пр., д. 29 

Aleksey L. Yuzhakov – Cand. Sci. (Engineering), Associate Professor

29 Komsomolsky pr., Perm, 614990

uzual94@gmail.comПермский национальный исследовательский политехнический университетРоссияPerm National Research Polytechnic UniversityRussian Federation202530122025274235245Copyright © Кривощеков С.Н., Кочнев А.А., Ожгибесов Е.С., Ширинкин Д.О., Южаков А.Л., 20252025Кривощеков С.Н., Кочнев А.А., Ожгибесов Е.С., Ширинкин Д.О., Южаков А.Л.Krivoshchekov S.N., Kochnev A.A., Ozhgibesov E.S., Shirinkin D.O., Yuzhakov A.L.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/617

Геолого-гидродинамическое моделирование является важным этапом при проектировании рациональной разработки месторождений нефти. однако процесс создания моделей сопровождается большим количеством трудностей, связанных с неопределенностью свойств пласта. особенно актуальна данная проблема при моделировании сложнопостроенных карбонатных коллекторов. одним из ключевых параметров, необходимых для создания геолого-гидродинамической модели, являются зависимости относительных фазовых проницаемостей. стандартным подходом является создание единых зависимостей относительных фазовых проницаемостей для всего пласта. однако при таком подходе нивелируются особенности фильтрации в отдельных зонах пласта. В рамках данного исследования выполнено создание геолого-гидродинамической модели месторождения, характеризующегося сложнопостростроенным карбонатным коллектором, с учетом фациальный зональности при определении зависимостей относительных фазовых проницаемостей. В ходе работы выполнена привязка лабораторных исследований к различным фациальным зонам залежи. Для каждой фациальной зоны проведена аппроксимация зависимостей относительных фазовых проницаемостей с использованием LET модели. Проведено распределение выделенных фаций в геолого-гидродинамической модели путем задания различных регионов в трехмерной сетке, также проведена загрузка зависимостей относительных фазовых проницаемостей по фациальным зонам. По результатам моделирования установлено, что использование отдельных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для каждой фациальной зоны повышает сходимость технологических показателей разработки с историческим трендом по сравнению со стандартным подходом. Также в рамках исследования проведено проектирование геолого-технологических мероприятий на модифицированной модели с учетом фациальной зональности. Запроектированные мероприятия позволили за 10 лет прогнозных расчетов увеличить добычу нефти на 5551,5 у.е. по сравнению с базовым расчетом, при практически неизменной обводненности – 1,2%.

Hydrodynamic modeling is an important stage in the design of rational development of oil fields. However, the process of model creation is accompanied by a large number of difficulties associated with the uncertainty of reservoir properties. This problem is especially relevant when modeling complex carbonate reservoirs. One of the key parameters required to create a hydrodynamic model are the dependences of relative phase permeabilities. The standard approach is to create single dependences of relative phase permeabilities for the whole reservoir. However, at such an approach the peculiarities of filtration in separate zones of the formation are minimized. Within the framework of this study we have created a hydrodynamic model of the field characterized by a complexly constructed carbonate reservoir, taking into account the facies zonality in determining the dependences of relative phase permeabilities. In the course of the work the laboratory studies were linked to different facies zones of the deposit. For each facies zone, approximation of relative phase permeability dependences was carried out using LET model. The distribution of selected facies in the hydrodynamic model by specifying different regions in a three-dimensional grid was carried out, and the loading of dependences of relative phase permeabilities by facies zones was also carried out. According to the modeling results, it was found that the use of separate dependencies of relative phase permeabilities for each facies zone increases the convergence of technological indicators of development with the historical trend compared to the standard approach. The study also included the design of geological and technological measures on the modified model taking into account facies zonality. The designed measures allowed for 10 years of forecast calculations to increase oil production by 5551.5 c.u. in comparison with the basic calculation, with practically unchanged watercut – 1.2%.

сложнопостроенный карбонатный резервуарфациальная зональностьотносительные фазовые проницаемостикоэффициент вытеснениягеолого-гидродинамическая модельcomplex carbonate reservoirfacies zonalityrelative phase permeabilitiesdisplacement coefficienthydrodynamic modelИсследования выполнены при поддержке Министерства науки и высшего образования российской Федерации (проект № FSNM-2023-0005)The research was funded by the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation (Project No. FSNM-2023-0005)ReferencesВашакидзе Н.С., Филиппова Г.В., Рауш Н.Л., Осипов Г.С. (2024). Введение в оценку качества кластерного анализа. Международный журнал гуманитарных и естественных наук, 10-2(97), c. 86–89. https://doi.org/10.24412/2500-1000-2024-10-2-86-89Arnold D., Demyanov V., Christie M., Bakay A., Gopa K. (2016). Optimisation of decision making under uncertainty throughout field lifetime: A fractured reservoir example. Computers & Geosciences, 95, pp. 123–139. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2016.07.011Гареева А.А. (2020). Значение геолого-гидродинамического моделирования при разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Актуальные исследования, 22, с. 68–70.Dominguez G. C., Fernando S. V., Chilingarian G. V. (1992). Simulation of carbonate reservoirs. Developments in petroleum science, 30, pp. 543–588. https://doi.org/10.1016/S0376-7361(09)70135-9Губайдуллин М.Г., Юрьев А.В., Белозеров И.П. (2017). Экспериментальные исследования относительных фазовых проницаемостей и коэффициентов вытеснения нефти водой в сложно построенных коллекторах. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2, с. 49–52.Dubrovin M. G., Vokina V. R., Yadryshnikova O. А. (2022). On the application of LET-model for approximation of core relative phase permeabilities. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 8(4), pp. 144–162. (In Russ.) https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-4-144-162Дубровин М.Г., Вокина В.Р., Ядрышникова О.А. (2022). О применении LET-модели для аппроксимации керновых относительных фазовых проницаемостей. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика, 8(4), с. 144–162. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2022-8-4-144-162Gareeva A.A. (2020). Significance of geological and hydrodynamic modeling in the development and operation of oil and gas fields. Actual researches, 22, pp. 68–70. (In Russ.)Закиров Э.С., Индрупский И.М., Васильев И.В., Аникеев Д.П., Цаган-Манджиев Т.Н. Родионов А.Е., Лачугин Д.С., Афанасьев В.С., Афанасьев С.В., Антонович А.А. (2017). Проведение комплексных исследований по оценке относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды и коэффициента вытеснения в условиях аномально низкой приемистости пласта (часть 2). Нефтяное хозяйство, 10, c. 90–93. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-90-93Gubaidullin, M. G., Yuryev A. V., Belozerov I. P. (2017). Experimental studies of relative phase permeabilities and oil-water displacement coefficients in complexly constructed reservoirs. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2, pp. 49–52. (In Russ.)Коровин М.О. (2021). Учёт влияния относительных фазовых проницаемостей на адаптацию месторождения с терригенным типом коллектора. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 332(4), c. 173–180. https://doi.org/10.18799/24131830/2021/4/3161Honarpour M., Koederitz L., Harvey A.H. (1986). Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. Boca Raton: CRC Press., 152 p. https://doi.org/10.1201/9781351076326Ладейщиков С.В., Фадеев А.П., Дорофеев Н.В., Сабельников И.С., Жемчугова Т.А., Южаков А.Л. (2022). Комплексный подход к созданию трехмерных геологических моделей на примере месторождений Тимано-Печорского региона. Бурение и нефть, 12, c. 14–21.Honarpour M., Mahmood S.M. (1988). Relative-permeability measurements: An overview. Journal of petroleum technology, 40(8), pp. 963–966. https://doi.org/10.2118/18565-PAМихайлов Н.Н., Гурбатова И.П. (2012). Экспериментальное изучение влияния масштабных эффектов на характеристики двухфазной фильтрации. Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика, 1(5), c. 1–3.Korovin, M.O. (2021). Accounting for the influence of relative phase permeabilities on the adaptation of a field with terrigenous reservoir type. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 332(4), pp. 173–180. (In Russ.) https://doi.org/10.18799/24131830/2021/4/3161Овчаров В.В. (2014). Обзор методов расчета и процедур корректировки кривых относительных фазовых проницаемостей для гидродинамического моделирования залежей углеводородов. Вестник кибернетики, 1(13), с. 10–16.Ladeyshchikov S.V., Fadeev A.P., Dorofeev N.V., Sabelnikov I.S., Zhemchugova T.A., Yuzhakov A.L. (2022). An integrated approach to creating three-dimensional geological models using the example of Timan-Pechora region fields. Drilling and Oil, 12, pp. 14–21. (In Russ.)Поздняков А.А., Корешков Р. В. (2011). Определение характеристик двухфазной фильтрации по промысловым данным. Известия вузов. Нефть и газ, 4, c. 60–65.Li R., Chen Q., Deng H., Fu M., Hu L., Xie X., Zhang L., Guo X., Fan H., Xiang Z. (2021). Quantitative evaluation of the carbonate reservoir heterogeneity based on production dynamic data: A case study from Cretaceous Mishrif formation in Halfaya oilfield, Iraq. Journal of Petroleum Science and Engineering, 206, 109007. https://doi.org/10.1016/j. petrol.2021.109007Рясной А.А., Савельева Е.Н. (2019). Влияние вторичных процессов на коллекторские свойства карбонатных пород верейского нефтегазоносного комплекса (Северо-Запад Республики Башкортостан). Региональная геология и металлогения, 77, с. 27–39.Lomeland F., Orec A. S. (2018). Overview of the LET family of versatile correlations for flow functions. Proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts, 27–30 August 2018, Trondheim, Norway. https://www.jgmaas.com/SCA/2018/SCA2018-056.pdfСтепаненко А.А. (2018). Практические методики гидродинамического моделирования. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 9, с. 41–45. https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-9-41-45Lucia F. J., Kerans C., Jennings J. W. (2003). Carbonate reservoir characterization. Journal of Petroleum Technology, 55, pp. 70–72. https://doi.org/10.2118/82071-JPTСтепанов С.В., Лопатина Е.С., Загоровский М.А., Зубарева И.А. (2024). Многомасштабное моделирование добычи высоковязкой нефти при закачке воды и раствора полимера. Автоматизация и информатизация ТЭК, 7(612), с. 51–60.Mahdaviara M., Rostami A., Keivanimehr F., Shahbazi K. (2021). Accurate determination of permeability in carbonate reservoirs using Gaussian Process Regression. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107807. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107807Тудвачев А.В., Коносавский П.К. (2013). Анализ и прогнозирование зависимостей функции фазовой проницаемости нефтенасыщенных коллекторов на примере месторождений Сургутского и Вартовского сводов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Вестник Санкт-Петербургского университета. Науки о Земле, 1, с. 31–41.Martin A. J., Solomon S. T., Hartmann D. J. (1997). Characterization of petrophysical flow units in carbonate reservoirs. AAPG Bulletin, 81, pp. 734– 759. https://doi.org/10.1306/522B482F-1727-11D7-8645000102C1865DШиринкин Д.О. (2021) Анализ влияния фациального строения на разработку и эксплуатацию Восточно-Ламбейшорского месторождения Тимано-Печорской провинции. Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых, 1, с. 67–71.Masalmeh S. K., Jing X. D. (2007). Improved characterisation and modelling of carbonate reservoirs for predicting waterflood performance. Proceedings of the International Petroleum Technology Conference, Dubai, U.A.E., 4–6 December 2007. https://doi.org/10.2523/IPTC-11722-MSШиринкин Д.О. (2022) Анализ неоднородности фильтрационноёмкостных свойств пласта елецкой залежи Восточно-Ламбейшорского месторождения. Материалы конференции «Нефть и газ – 2022», Москва, 25–29 апреля 2022.McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. (2015). Core analysis: a best practice guide. Elsevier, 540 p.Шурунов А.В. (2025). Определение параметров зависимостей относительных фазовых проницаемостей с помощью гидродинамических исследований скважин и численного моделирования для низкопроницаемого терригенного коллектора. Актуальные проблемы нефти и газа, 16(1), с. 24-35. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2025.05Mikhailov N.N., Gurbatova I.P. (2012). Experimental study of the influence of scale effects on the characteristics of two-phase filtration. Georesources. Geoenergetics. Geopolitics, 1(5), pp. 1–3. (In Russ.)Arnold D., Demyanov V., Christie M., Bakay A., Gopa K. (2016). Optimisation of decision making under uncertainty throughout field lifetime: A fractured reservoir example. Computers & Geosciences, 95, pp. 123–139. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2016.07.011Ovcharov V.V. (2014). Review of calculation methods and correction procedures of relative phase permeability curves for hydrodynamic modeling of hydrocarbon deposits. Vestnik cybernetiki, 1(13), pp. 10–16. (In Russ.)Dominguez G. C., Fernando S. V., Chilingarian G. V. (1992). Simulation of carbonate reservoirs. Developments in petroleum science, 30, pp. 543–588. https://doi.org/10.1016/S0376-7361(09)70135-9Pozdnyakov A.A., Koreshkov R. В. (2011). Determination of two-phase filtration characteristics from field data. Izvestiya vuzov. Neft i gas, 4, pp. 60–65. (In Russ.)Honarpour M., Koederitz L., Harvey A.H. (1986). Relative Permeability of Petroleum Reservoirs. Boca Raton: CRC Press., 152 p. https://doi.org/10.1201/9781351076326Ryasnoy A.A., Savelyeva E.N. (2019). Influence of secondary processes on the reservoir properties of carbonate rocks of the Vereisky oil and gas bearing complex (North-West of the Republic of Bashkortostan). Regional Geology and Metallogeny, 77, pp. 27–39. (In Russ.)Honarpour M., Mahmood S.M. (1988). Relative-permeability measurements: An overview. Journal of petroleum technology, 40(8), pp. 963-966. https://doi.org/10.2118/18565-PAShenawi S.H., White J.P., Elrafie E.A., El-Kilany K.A. (2007). Permeability and Water Saturation Distribution by Lithologic Facies and Hydraulic Units: A Reservoir Simulation Case Study». Proceedings of the SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, 11–14 March 2007. https://doi.org/10.2118/105273-MSLi R., Chen Q., Deng H., Fu M., Hu L., Xie X., Zhang L., Guo X., Fan H., Xiang Z. (2021). Quantitative evaluation of the carbonate reservoir heterogeneity based on production dynamic data: A case study from Cretaceous Mishrif formation in Halfaya oilfield, Iraq. Journal of Petroleum Science and Engineering, 206, pp. 109007. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109007Shirinkin D.O. (2021) Analysis of the influence of facies structure on the development and operation of the East Lambeyshor field of the TimanPechora province. Problems of development of hydrocarbon and ore mineral deposits, 1, pp. 67–71. (In Russ.)Lomeland F., Orec A. S. (2018). Overview of the LET family of versatile correlations for flow functions. In proceedings of the International Symposium of the Society of Core Analysts, 27-30 August 2018, Trondheim, Norway. https://www.jgmaas.com/SCA/2018/SCA2018-056.pdfShirinkin D.O. (2022) Analysis of heterogeneity of filtration-capacitive properties of the formation of the Yelets deposit of the East-Lambeyshorskoye field. Proc. Oil and Gas Conference, Moscow, 25–29April 2022. (In Russ.)Lucia F. J., Kerans C., Jennings J. W. (2003). Carbonate reservoir characterization. Journal of Petroleum Technology, 55, pp. 70–72. https://doi.org/10.2118/82071-JPTShurunov A.V. (2025). Determination of parameters of dependences of relative phase permeabilities using hydrodynamic studies of wells and numerical modeling for a low-permeability terrigenous reservoir. Actual problems of oil and gas, 16(1), pp. 24–35. (In Russ.) https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2025.05Mahdaviara M., Rostami A., Keivanimehr F., Shahbazi K. (2021). Accurate determination of permeability in carbonate reservoirs using Gaussian Process Regression. Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, pp. 107807. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107807Stepanenko, A.A. (2018). Practical techniques of hydrodynamic modeling. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 9, pp. 41–45. (In Russ.) https://doi.org/10.30713/2413-5011-2018-9-41-45Martin A. J., Solomon S. T., Hartmann D. J. (1997). Characterization of petrophysical flow units in carbonate reservoirs. AAPG Bulletin, 81, pp. 734– 759. https://doi.org/10.1306/522B482F-1727-11D7-8645000102C1865DStepanov S.V., Lopatina E.S., Zagorovsky M.A., Zubareva I.A. (2024). Multiscale modeling of high-viscosity oil production with water and polymer solution injection. Automation and informatization of the fuel and energy complex, 7(612), pp. 51–60. (In Russ.)Masalmeh S. K., Jing X. D. (2007). Improved characterisation and modelling of carbonate reservoirs for predicting waterflood performance. Proceedings of the International Petroleum Technology Conference, Dubai, U.A.E., 4–6 December 2007. https://doi.org/10.2523/IPTC-11722-MSTadayoni M., Khalilbeyg M., Bin Junin R. (2020). A new approach to heterogeneity analysis in a highly complex carbonate reservoir by using borehole image and conventional log data. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, pp. 2613–2629. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00930-4McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. (2015). Core analysis: a best practice guide. Elsevier, 540 p.Tudvachev A.V., Konosavsky P.K. (2013). Analysis and forecasting of phase permeability function dependencies of oil-saturated reservoirs on the example of fields of Surgut and Vartovskiy vaults of West Siberian oil and gas province. Bulletin of St. Petersburg University. Earth Sciences, 1, pp. 31–41. (In Russ.)Shenawi S.H., White J.P., Elrafie E.A., El-Kilany K.A. (2007). Permeability and Water Saturation Distribution by Lithologic Facies and Hydraulic Units: A Reservoir Simulation Case Study”. In proceedings of the SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, Manama, Bahrain, 11–14 March 2007. https://doi.org/10.2118/105273-MSVashakidze N.S., Filippova G.V., Raush N.L., Osipov G.S. (2024). Introduction to the assessment of the quality of cluster analysis. International Journal of Humanities and Natural Sciences, 10–2(97), pp. 86–89. (In Russ.) https://doi.org/10.24412/2500-1000-2024-10-2-86-89Tadayoni M., Khalilbeyg M., Bin Junin R. (2020). A new approach to heterogeneity analysis in a highly complex carbonate reservoir by using borehole image and conventional log data. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10, pp. 2613–2629. https://doi.org/10.1007/s13202-020-00930-4Yekta A.E., Manceau J., Gaboreau S., Pichavant M., Audigane P. (2018). Determination of hydrogen–water relative permeability and capillary pressur in sandstone: application to underground hydrogen injection in sedimentary formations. Transport in Porous Media, 122(2), pp. 333–356. https://doi.org/10.1007/s11242-018-1004-7Yekta A.E., Manceau J., Gaboreau S., Pichavant M., Audigane P. (2018). Determination of hydrogen–water relative permeability and capillary pressure in sandstone: application to underground hydrogen injection in sedimentary formations. Transport in Porous Media, 122(2), pp. 333–356. https://doi.org/10.1007/s11242-018-1004-7Zakirov E.S., Indrupskiy I.M., Vasiliev I.V., Anikeev D.P., TsaganMandzhiev T.N. Rodionov A.E., Lachugin D.S., Afanasyev V.S., Afanasyev S.V., Antonovich A.A. (2017). Conducting comprehensive studies to assess the relative phase permeabilities for oil and water and the displacement efficiency under conditions of abnormally low reservoir injectivity (part 2). Oil Industry, 10, pp. 90–93. (In Russ.) https://doi.org/10.24887/0028-2448-2017-10-90-93

The authors declare that there are no conflicts of interest present.