Капиллярная модель – комплексное геолого-петрофизическое представление залежи при подсчете геологических запасов углеводородов

Основой решения практически всех геологических задач являются модели, представляющие собой отражение строения месторождений. Это предъявляет высокие требования к детальности и точности моделей.
Одним из наиболее важных параметров при подсчете запасов углеводородов является коэффициент нефтенасыщенности, определяемый в большинстве случаев с помощью электрической модели по методике Дахнова – Арчи. Несмотря на широкое применение этой методики, она имеет ряд существенных ограничений. Альтернативным способом оценки нефтенасыщенности в подобных ситуациях является использование капиллярной модели, построенной по данным капилляриметрических исследований керна.
В основе капиллярной модели лежит непрерывная многомерная функция зависимости коэффициента водонасыщенности от высоты над зеркалом чистой воды, пористости и проницаемости. Корректно построенная капиллярная модель достоверно описывает геологическую модель залежи с учетом информации о водонасыщенности коллекторов по высоте структуры, об уровнях флюидальных контактов и о плотностях флюидов, а также о поверхностных и фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов.

1. Амикс Д., Басс Д., Удмтинг Р. (1962). Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 572 с.

2. Большаков Ю.Я. (1995). Теория капиллярности нефтегазонакопления. Новосибирск: Наука: Сиб. изд. фирма РАН, 180 с.

3. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. (1982). Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 311 с.

4. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Дубина А.М., Исакова Т.Г., Юканова Е.А. (2004). Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей. Каротажник, (3–4), с. 83–97.

5. Мартынова Ю.В., Михайлов С.П. (2018). Математическое моделирование кривой капиллярного давления горных пород. Математическое моделирование процессов и систем: Материалы VIII Междунар. науч.- практ. конф. Уфа: Башк. гос. ун-т, с. 26–31.

6. Михайлов А.Н. (2012). Основные представления о переходных зонах и водяных контактах в неоднородных пластах. Георесурсы. Геоэнергетика. Геополитика, (1), с. 1–24. http://oilgasjournal.ru/vol_5/mikhailov-senior.pdf

7. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я., Веселов М.Ф. и др. (1982). К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления: совершенствование методики разведки нефтяных и газовых месторождений. Труды ВНИГНИ. М.: Недра, (242), с. 63–71.

8. Тиаб Д., Доналдсон Э. (2009). Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов. М.: Премиум Инжиниринг, 868 с.