RU2183268C2 - Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations - Google Patents

Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations Download PDF

Info

Publication number
RU2183268C2
RU2183268C2 RU2000118766/03A RU2000118766A RU2183268C2 RU 2183268 C2 RU2183268 C2 RU 2183268C2 RU 2000118766/03 A RU2000118766/03 A RU 2000118766/03A RU 2000118766 A RU2000118766 A RU 2000118766A RU 2183268 C2 RU2183268 C2 RU 2183268C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
displaced fluid
displacement agent
relative phase
field
Prior art date
Application number
RU2000118766/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2000118766A (en
Inventor
С.А. Кондаратцев
В.В. Денисов
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ЮганскНИПИнефть"
Priority to RU2000118766/03A priority Critical patent/RU2183268C2/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2183268C2 publication Critical patent/RU2183268C2/en
Publication of RU2000118766A publication Critical patent/RU2000118766A/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil producing industry. SUBSTANCE: method includes determination of permeability, porosity, thickness of each interlayer, viscosity of displacement agent and displaced fluid, initial and final saturation with displacement agent, elastic properties of displacement agent and displaced fluid, and compressibility of porous medium, modified functions of relative phase permeability of displacement agent and displaced fluid. Field-engineering information on operation of each well is additionally gathered. Fields of initial oil-saturation are constructed and mathematical modelling of filtration processes in nonuniform stratified medium is effected with subsequent monitoring of filtration flows formed in development of oil deposits. In accordance with results of mathematical modelling, maps of isobars, saturation with displacement agent and actual oil-saturated thicknesses are constructed for any moment of time. In mathematical modelling of filtration processes, acceptable degree of matching of calculated and actual process characteristics is to be attained. Coefficients of covering and ruggedness of formation are additionally studied. Defined more accurately are modified functions of relative phase permeability of displacement agent and displaced fluid in accordance with field-engineering information on operation of each well by adaptation of mathematical model of filtration processes to history of development of oil deposit. In this case, coefficients of covering and ruggedness of formation are taken in consideration. In accordance with defined more accurately modified functions of relative phase permeabilities, in preset class of parametric set, describing relative phase permeabilities, relative phase permeabilities of displacement agent and displaced fluid are restored as a result of inverse problem solving of multiphase filtration for nonuniform stratified medium model. EFFECT: higher efficiency and accuracy of monitoring of development of deposit and refining of parameters of displacement agent and displaced fluid. 3 cl, 4 dwg, 4 tbl, 2 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for monitoring the development of oil fields with layered heterogeneous formations.

Способ определения относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промысловой информации о разработке нефтяного месторождения предлагается в [1] (аналог). Однако в [1] при расчете относительных фазовых проницаемостей, не учитывается упругость вытесняющей и вытесняемой жидкостей и сжимаемость пористой среды, не учитывается промысловая информация о работе нагнетательных скважин и пластовое давление, что в значительной мере снижает прикладную ценность получаемых результатов. A method for determining the relative phase permeabilities of a displacing agent and a displaced fluid from field information on the development of an oil field is proposed in [1] (analog). However, in [1], when calculating the relative phase permeabilities, the elasticity of the displacing and displacing fluids and the compressibility of the porous medium are not taken into account, field information about the operation of injection wells and reservoir pressure are not taken into account, which significantly reduces the applied value of the results.

По прототипу [2] в способе контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами для математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде предварительно определяют проницаемость, пористость, мощность каждого пропластка, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальную и конечную насыщенности агентом вытеснения, упругие свойства агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины, строят поле начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, по результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. According to the prototype [2] in the method of monitoring the development of oil fields with layered heterogeneous reservoirs for mathematical modeling of filtration processes in a layered heterogeneous porous medium, the permeability, porosity, thickness of each layer, viscosity of the displacement agent and displaced fluid, initial and final saturation of the agent are preliminarily determined displacement, elastic properties of the displacement agent and displaced fluid and the compressibility of the porous medium, the modified functions of the relative phases are calculated x permeability (MF RPP) of the displacing agent and the displaced fluid, collect production and technological information on the operation of each well, build the field of initial oil saturation and carry out mathematical modeling of filtration processes in a layered inhomogeneous porous medium with subsequent monitoring of filtration flows formed during the development of oil fields, according to the results of mathematical modeling, maps of isobars, saturation with a displacement agent and current oil-saturated are constructed at any time thicknesses, and in mathematical modeling of filtration processes, an acceptable degree of coincidence of calculated and real technological indicators is achieved.

Поскольку в прототипе не учитываются коэффициенты охвата и расчлененности и не уточняются МФ ОФП по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины в процессе математического моделирования, то к недостаткам прототипа следует отнести недостаточную достоверность. Since the prototype does not take into account the coverage and fragmentation coefficients and does not specify the MF OFP according to the production and technological information on the operation of each well in the process of mathematical modeling, the lack of reliability should be attributed to the disadvantages of the prototype.

Процесс многофазной фильтрации упругой жидкости описывается следующей системой дифференциальных уравнений (1)-(4):

Figure 00000001

Figure 00000002

PГ= P0(x,y,τ), (3)
SH(x,y,0)=SH 0(x,y) (4)
где
Figure 00000003
Г - граница исследуемой области Ω; N - число скважин; QC - расход c-ой скважины, причем при QC>0 - скважина нагнетательная, а если QC<0, то скважина - добывающая;
Figure 00000004
обобщенный коэффициент сжимаемости жидкости; k - абсолютная проницаемость; kв и kн - модифицированные функции ОФП воды и нефти соответственно; μв,μн- вязкости воды и нефти; Sн, SH 0 - текущая и начальная нефтенасыщенность; Р - текущее поле давлений; Р0 - давление на границе области; х, у - пространственные и τ- временная переменные.The process of multiphase filtration of an elastic fluid is described by the following system of differential equations (1) - (4):
Figure 00000001

Figure 00000002

P Г = P 0 (x, y, τ), (3)
S H (x, y, 0) = S H 0 (x, y) (4)
Where
Figure 00000003
G is the boundary of the studied region Ω; N is the number of wells; Q C is the flow rate of the c-th well, with Q C > 0 being the injection well, and if Q C <0, then the well is producing;
Figure 00000004
generalized compressibility factor of a liquid; k is the absolute permeability; k in and k n are the modified functions of the RPP of water and oil, respectively; μ in , μ n - viscosity of water and oil; S n , S H 0 - current and initial oil saturation; P is the current pressure field; P 0 is the pressure at the boundary of the region; x, y are spatial and τ-time variables.

Относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости обозначаются fν(S), (ν = н,в). fν(S) однозначно идентифицируется набором параметров (nν,mν), то есть fν(S) принадлежит параметрическому семейству функций вида:

Figure 00000005
.The relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid are denoted by f ν (S), (ν = n, c). f ν (S) is uniquely identified by the set of parameters (n ν , m ν ), i.e. f ν (S) belongs to a parametric family of functions of the form:
Figure 00000005
.

При известных Smax, Smin нормировкой

Figure 00000006
добиваемся, чтобы S∈[0,1].
Фν(S)-МФ ОФПν - фазы фильтрации. Аналогично Фν(S) принадлежит параметрическому классу
Figure 00000007

Для слоисто-неоднородной модели среды МФ ОФП определяются из решения краевой задачи к системе дифференциальных уравнений в частных производных [3]:
Figure 00000008

Для получения полной картины реального процесса обводнения пласта при решении системы (1)-(4) необходимо задать МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Причем численные результаты математического моделирования напрямую зависят от исходных модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Поэтому достоверное определение МФ ОФП позволяет восстановить наиболее реальную картину фильтрационных потоков в пласте, что отражается в совпадении фактических и расчетных технологических показателей (например, динамики обводненности по скважинам).With known S max , S min normalization
Figure 00000006
we get that S∈ [0,1].
Ф ν (S) -MF OFPν - filtration phases. Similarly, Φ ν (S) belongs to the parametric class
Figure 00000007

For a layered-inhomogeneous model of a medium, MF RPFs are determined from solving a boundary value problem to a system of partial differential equations [3]:
Figure 00000008

In order to obtain a complete picture of the real process of watering the formation when solving system (1) - (4), it is necessary to specify the MF RPF of the displacement agent and the displaced fluid. Moreover, the numerical results of mathematical modeling directly depend on the initial modified functions of the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid. Therefore, a reliable determination of the MF RPF allows you to restore the most real picture of the filtration flows in the reservoir, which is reflected in the coincidence of the actual and calculated technological indicators (for example, the dynamics of water cut in wells).

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключается в повышении эффективности и достоверности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами за счет учета коэффициентов охвата и расчлененности и уточнения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Позволяет уточнить ОФП флюидов, полученные в результате лабораторных исследований, или восстановить ОФП при отсутствии материала лабораторных исследований на керне. Необходимость определения вида ОФП вытесняющей и вытесняемой жидкостей обусловлена привлечением компьютерного трехмерного моделирования протекающих физических процессов в пласте для дальнейшей разработки нефтяных месторождений. Предлагаемый способ контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами позволит обеспечить эффективность проводимых геолого-технических мероприятий. Solved by the invention, the task and the expected technical result is to increase the efficiency and reliability of the control method for the development of oil fields with stratified inhomogeneous formations by taking into account the coverage and stratification coefficients and clarify the MF RPP of the displacing agent and the displaced fluid. Allows you to clarify the RPF of the fluids obtained as a result of laboratory studies, or to restore the RPP in the absence of core laboratory research material. The need to determine the type of RPP of displacing and displacing fluids is due to the use of computer three-dimensional modeling of the ongoing physical processes in the reservoir for the further development of oil fields. The proposed method of monitoring the development of oil fields with stratified heterogeneous formations will ensure the effectiveness of ongoing geological and technical measures.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. При отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования. Для месторождений, находящихся в стадии формирования, по собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности. The problem is solved by additionally investigating the coverage coefficient and the coefficient of formation discontinuity, clarifying the modified functions of the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid from the production and technological information on the operation of each well by adapting the mathematical model of filtration processes to the history of oil field development taking into account coverage factors and dissection, according to the updated modified functions of the relative phase permeabilities in the ass In this class of the parametric set describing the relative phase permeabilities, the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid are restored as a result of solving the inverse multiphase filtering problem for a layered inhomogeneous model of the medium. In the absence of laboratory studies of the viscosities of the displacing agent and the displaced fluid, the initial and final saturation of the displacing agent, the elastic properties of the displacing agent and the displaced fluid and the porous medium for compressibility, the relative phase permeabilities and the modified functions of the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid, the missing parameters are selected by similar strata of neighboring deposits included in the same lithological group, with similar features of sedimentation Lenia and oil formation. For fields in the formation stage, according to the collected production and technological information on the operation of each well, groups of wells are identified for which the dynamics of the drop in water cut of the product is not the result of technical and operational measures at the wells, the field of initial oil saturation near the selected groups of wells is specified using expert methods and using mathematical modeling of filtration processes in a layered inhomogeneous porous medium, the size and location are determined Assumption of local zones of increased water saturation.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "новизна". A comparative analysis of the essential features of the proposed technical solution and prototype allows us to conclude that the claimed invention meets the criterion of "novelty."

Что касается "изобретательского уровня", то до сих пор не проводилось восстановление относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды с учетом промысловых данных при имеющейся информации о МФ ОФП, полученных в результате моделирования процессов фильтрации, с учетом коэффициентов охвата и расчлененности пласта. Таким образом, основные отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "изобретательский уровень". As for the "inventive step", the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid have not yet been restored as a result of solving the inverse multiphase filtering problem for a layered-inhomogeneous medium model taking into account field data with the available information on the MF RPT obtained as a result of modeling filtration processes, taking into account the coefficients of coverage and formation stratification. Thus, the main distinguishing features of the proposed technical solution are new, and the claimed combination of features meets the criterion of "inventive step".

Способ предпочтительно осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Определение по данным геологических исследований в скважинах (ГИС) и лабораторных исследований проницаемости, пористости, упругих свойств и вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, сжимаемости пористой породы, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, мощности каждого пропластка вскрытого скважиной пласта по всему участку нефтяного месторождения.The method is preferably carried out by the following sequence of operations:
1. Determination of permeability, porosity, elastic properties and viscosities of the displacing agent and displaced fluid, the compressibility of the porous rock, the initial and final saturation of the displacing agent, and the thickness of each interlayer of a well that has been opened by the well over the entire oil field Place of Birth.

2. Обработка данных ГИС. Построение геолого-статистического распределения вертикальной проницаемости пласта. По построенному геолого-статистическому распределению определение коэффициентов охвата и расчлененности месторождения. 2. GIS data processing. Construction of geological and statistical distribution of vertical permeability of the reservoir. Based on the constructed geological and statistical distribution, the determination of the coverage and ruggedness of the field.

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины и определение для каждой скважины участка месторождения МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости с учетом промысловой информации о вязкостях компонентов фильтрации. 3. An additional collection of field and technological information on the operation of each well and determination for each well of a section of the MF RPF field of a displacing agent and displaced fluid, taking into account field information on the viscosities of the filtration components.

При отсутствии необходимой информации из пунктов 1 и 3, кроме промыслово-технологической, недостающие параметры выбираются по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования. In the absence of the necessary information from paragraphs 1 and 3, except for the production and technological, the missing parameters are selected for similar layers of neighboring fields included in the same lithological group with similar features of sedimentation and oil formation.

4. Построение поля начальной нефтенасыщенности, математическое моделирование процессов фильтрации с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений. Уточнение МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки с учетом коэффициентов охвата и расчлененности. 4. Construction of the field of initial oil saturation, mathematical modeling of filtration processes with subsequent monitoring of filtration flows formed during the development of oil fields. Clarification of the MF OFP of the displacing agent and displaced liquid according to the technological data by adapting the mathematical model of the filtration processes to the development history taking into account the coverage and dissection coefficients.

4.1. Для месторождений, находящихся в стадии формирования нефтяной залежи, по определенной промыслово-технической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых факт падения обводненности продукции не поддается анализу с точки зрения данных ГИС и характера эксплуатации скважин. 4.1. For fields that are in the stage of formation of an oil reservoir, according to specific field technical information on the operation of each well, groups of wells are distinguished for which the fact of a drop in water cut is not amenable to analysis from the point of view of well log data and the nature of well operation.

4.2. Уточнение поля начальной нефтенасыщенности вблизи групп скважин, определенных по пункту 4.1, и проведение расчетов с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с определением размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности. 4.2. Clarification of the initial oil saturation field near the well groups defined in clause 4.1, and calculations using mathematical modeling of filtering processes in a layered inhomogeneous porous medium with determination of the size and location of local zones of increased water saturation.

5. При неудовлетворительных результатах математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией возвращение к пункту 4. Таким образом добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических совпадений. 5. In case of unsatisfactory results of mathematical modeling of filtration processes in a stratified heterogeneous formation from the point of view of comparison with the real technological situation, return to step 4. In this way, an acceptable degree of agreement between the calculated and real technological coincidences is achieved.

6. По уточненным МФ ОФП осуществляется восстановление относительных фазовых проницаемостей в заданном классе параметрического множества функций, описывающего вид относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. 6. According to the refined MF RPF, the relative phase permeabilities are restored in a given class of a parametric set of functions that describes the type of relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid as a result of solving the inverse multiphase filtering problem for a layered inhomogeneous medium model.

7. По результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. 7. Based on the results of mathematical modeling at any time, the construction of maps of isobars, saturation with the displacement agent and current oil-saturated thicknesses.

Первый пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами
Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС10 Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 120 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 9 - нагнетательных и 46 скважин находятся в бездействии.The first example of a specific implementation of a method for monitoring the development of an oil field with layered heterogeneous formations
Consider a layered heterogeneous layer AC 10 Lempinskogo oil field. The development of the main reservoir is carried out by 120 production wells. Of them, as of 01.01.2000, 65 - producing, 9 - injection and 46 wells are inactive.

1. В таблице 1 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС10 Лемпинского месторождения по одной из скважин.1. Table 1 shows the characteristics of a layered heterogeneous formation AC 10 Lempinskoe field for one of the wells.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС10 Лемпинского месторождения равны 10-9 Па-1, 4•10-10 Па-1 и 10-10 Па-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,92 мПа•с и 0,3 мПа•с. Начальная (Sвmin) и конечная (Sвmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,39 и 0,73 соответственно.The elastic properties of oil, water, and the compressibility of the porous medium determined in laboratory studies in the reservoir AC 10 of the Lempinskoye field are 10 -9 Pa -1 , 4 • 10 -10 Pa -1 and 10 -10 Pa -1, respectively. Viscosity of oil and water - 1.92 MPa • s and 0.3 MPa • s. Initial (S min ) and final (S max ) saturation with the displacement agent: 0.39 and 0.73, respectively.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения. Similarly, the parameters of the interlayers are determined for each well of the field site.

2. В таблице 2 приведен геолого-статистический разрез пласта АС10 Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне (ЧНЗ).2. Table 2 shows the geological and statistical section of the AC 10 layer of the Lempinskoye field in the purely oil zone (ChNZ).

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, включающей данные месячной эксплуатации и разработки, коэффициента продуктивности, данные о ремонтных работах, динамику пластового и забойного давлений. В результате исследования некоторого числа кернов пласта АС10 Лемпинского месторождения для характерных проницаемостей данного месторождения получены максимальные значения для ОФП fH 0=0,525 и fв 0=0,095. По отдельно выбранной скважине были получены следующие коэффициенты ОФП: nн = 2,43; mн= 0 и nв=1,59; mв=0. Коэффициенты МФ ОФП по этой же скважине получились следующие: Nн=4,399; Мн=0,092 и Nв=0,635; Мв=-0,111.3. An additional collection of field-technological information on the operation of each well, including data on monthly production and development, productivity coefficient, data on repair work, dynamics of reservoir and bottomhole pressures. As a result of the study of a certain number of core samples of the AC 10 layer of the Lempinsky field for the characteristic permeabilities of this field, the maximum values for the RPF f H 0 = 0.525 and f at 0 = 0.095 were obtained. For a separately selected well, the following RPF coefficients were obtained: n n = 2.43; m and n = 0 to n = 1.59; m in = 0. The MF RPF coefficients for the same well were as follows: N n = 4.399; M n = 0.092 and a = 0.635 N; M in = -0.111.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП по выбранной скважине имеют значения: Nн=4,103; Мн=0,117 и Nв=0,910; Мв=-0,212.4. According to the GIS data defined in paragraph 1, the initial oil saturation field is calculated. Taking into account all the available data, modeling of the development of the ChNZ oil reservoir was carried out. The results of mathematical modeling turned out to be unsatisfactory in terms of comparison with the real technological situation. Therefore, the MF OFP of the displacing agent and the displaced fluid were refined using technological data by adapting the mathematical model of filtration processes to the development history. The final MF RPF coefficients for the selected well have the following values: N n = 4.103; M n = 0.117 and a = 0.910 N; M in = -0.212.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.1 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне. 5. The criterion for the adequacy of the mathematical model to the actual filtration processes occurring in the reservoir was the coincidence of the integral curves of the current water cut and the curves of the current oil production, as well as the coincidence of the curves of water cut and oil production for most of the simulated wells. Figure 1 presents a graph of the current oil production in the pure oil zone.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для выбранной скважины восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: nн=2,54; mн=0,02 и nв= 51; mв=-0,03. На фиг.2 кривые 1_1 и 1_ 2 отображают ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, полученные по лабораторным исследованиям; кривые 2_1 и 2_2 - ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости, восстановленные в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. Как видно из сопоставления графиков на фиг.2, восстановленные ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости довольно близки к исходным данным.6. Using the modified relative phase permeability functions specified in Section 4, the RPT was reconstructed by solving the inverse problem to (5). For the selected well, the restored values of the RPT coefficients were: n n = 2.54; m n = 0.02 and n in = 51; m in = -0.03. In figure 2, curves 1_1 and 1_ 2 show the RPT of the displacement agent and the displaced fluid obtained from laboratory studies; curves 2_1 and 2_2 - RPT of the displacing agent and the displaced fluid, restored as a result of solving the inverse problem of multiphase filtration for a layered inhomogeneous model of the medium. As can be seen from the comparison of the graphs in figure 2, the restored RPT of the displacement agent and the displaced fluid are quite close to the original data.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования. 7. The maps of isobars, saturation with the displacement agent and residual oil-saturated thicknesses were constructed according to the results of mathematical modeling.

Второй пример конкретного осуществления способа контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами
Рассмотрим слоисто-неоднородный пласт АС11 Лемпинского нефтяного месторождения. Разработка основной залежи пласта ведется 147 эксплуатационными скважинами. Из них на 01.01.2000 г. 65 - добывающих, 10 - нагнетательных и 72 скважин находятся в бездействии.The second example of a specific implementation of the method for monitoring the development of an oil field with layered heterogeneous formations
Consider a layered heterogeneous layer AC 11 Lempinskogo oil field. The development of the main reservoir is carried out by 147 production wells. Of them, as of 01.01.2000, 65 - producing, 10 - injection and 72 wells are inactive.

1. В таблице 3 приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта АС11 Лемпинского месторождения по одной из скважин.1. Table 3 shows the characteristics of the layered heterogeneous formation AC 11 of the Lempinsky field in one of the wells.

Определяемые по лабораторным исследованиям упругие свойства нефти, воды и сжимаемость пористой среды в пласте АС11 Лемпинского месторождения равны 10-9 Па-1, 4•10-10 Па-1 и 10-10 Па-1 соответственно. Вязкости нефти и воды - 1,77 мПа•с и 0,3 мПа•с. Начальная (Sвmin) и конечная (Sвmax) насыщенности агентом вытеснения: 0,46 и 0,72 соответственно.The elastic properties of oil, water, and the compressibility of the porous medium, determined by laboratory tests, in the AC 11 reservoir of the Lempinskoye field are 10 -9 Pa -1 , 4 • 10 -10 Pa -1 and 10 -10 Pa -1, respectively. The viscosity of oil and water is 1.77 MPa • s and 0.3 MPa • s. Initial (S min ) and final (S max ) saturation with the displacement agent: 0.46 and 0.72, respectively.

Аналогично определяются параметры пропластков по каждой скважине участка месторождения. Similarly, the parameters of the interlayers are determined for each well of the field site.

2. В таблице 4 приведен геолого-статистический разрез пласта АС11 Лемпинского месторождения по чисто нефтяной зоне.2. Table 4 shows the geological and statistical section of the AC 11 layer of the Lempinskoye field in the purely oil zone.

3. Дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины. В результате лабораторных исследований кернов пласта АС11 Лемпинского месторождения получены различающиеся данные об относительных фазовых проницаемостях нефти и воды, что затрудняет выбор единой ОФП. По промысловым данным притока к одиночной скважине в безводный период работы определяется максимальное значение ФH 0= 0,505 (скв. 593, 536) и по работе скважин (509, 536) на конечной стадии обводнения определяется максимальное значение Фв 0= 0,115. В качестве начального приближения были взяты ОФП с пласта АС10 Лемпинского месторождения и по геолого-статистическому разрезу (табл. 4) путем решения краевой задачи (5) были рассчитаны коэффициенты МФ ОФП: Nн=3,908; Мн=0,104 и Nв=1,008; Мв=-0,272.3. Additional collection of field and technological information on the operation of each well. As a result of laboratory studies of core samples of the AC 11 layer of the Lempinskoye field, different data were obtained on the relative phase permeabilities of oil and water, which makes it difficult to choose a single RPP. From the field data of inflow to a single well during the anhydrous period of operation, the maximum value of Ф H 0 = 0.505 (wells 593, 536) is determined and from the operation of wells (509, 536), the maximum value of Ф is determined at 0 = 0.115 at the final stage of flooding. As an initial approximation, RPFs were taken from the AS 10 layer of the Lempinskoye deposit and, based on the geological and statistical section (Table 4), by solving the boundary value problem (5), the RPF coefficients were calculated: N n = 3.908; M n = 0.104 and a = 1.008 N; M in = -0.272.

4. По данным ГИС, определенным в пункте 1, рассчитывается поле начальной нефтенасыщенности. С учетом всех имеющихся данных было проведено моделирование разработки ЧНЗ нефтяного пласта. Полученные результаты математического моделирования оказались неудовлетворительными с точки зрения сопоставления с реальной технологической ситуацией. Поэтому МФ ОФП агента вытеснения и вытесняемой жидкости уточнялись по технологическим данным путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки. Окончательные коэффициенты МФ ОФП имеют значения: Nн=2,449; Мн=0,03 и Nв=0,922; Мв=-0,422.4. According to the GIS data defined in paragraph 1, the initial oil saturation field is calculated. Taking into account all the available data, modeling of the development of the ChNZ oil reservoir was carried out. The results of mathematical modeling turned out to be unsatisfactory in terms of comparison with the real technological situation. Therefore, the MF OFP of the displacing agent and the displaced fluid were refined using technological data by adapting the mathematical model of filtration processes to the development history. The final coefficients of the MF OFP have the values: N n = 2,449; M n = 0.03 and N in = 0.922; M in = -0.422.

5. Критерием адекватности математической модели фактическим фильтрационным процессам, протекающим в пласте, являлось совпадение интегральных кривых текущей обводненности и кривых текущей добычи нефти, а также совпадение кривых обводненности и добычи нефти по большинству моделируемых скважин. На фиг.3 представлен график текущей добычи нефти по чисто нефтяной зоне. 5. The criterion for the adequacy of the mathematical model to the actual filtration processes occurring in the reservoir was the coincidence of the integral curves of the current water cut and the curves of the current oil production, as well as the coincidence of the curves of water cut and oil production for most of the simulated wells. Figure 3 presents a graph of the current oil production in the pure oil zone.

6. По уточненным в пункте 4 модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей проводилось восстановление ОФП путем решения обратной задачи к (5). Для указанных в пункте 4 МФ ОФП восстановленные значения коэффициентов ОФП составили: nн=2,54; mн=0,02 и nв=1,51; mв=-0,03.6. Using the modified relative phase permeability functions specified in Section 4, the RPT was reconstructed by solving the inverse problem to (5). For the indicated in paragraph 4 of the MF OFP, the restored values of the coefficients of the OFP were: n n = 2.54; m n = 0.02 and n in = 1.51; m in = -0.03.

7. Построены карты изобар, насыщенности агентом вытеснения и остаточных нефтенасыщенных толщин по результатам математического моделирования. На фиг. 4 приведена карта текущих нефтенасыщенных толщин пласта АС11 Лемпинского месторождения, построенная по состоянию на 01.01.2000 г. Пунктиром показана граница чисто нефтяной зоны.7. The maps of isobars, saturation with the displacement agent and residual oil-saturated thicknesses were constructed according to the results of mathematical modeling. In FIG. Figure 4 shows a map of the current oil-saturated thickness of the AC 11 layer of the Lempinskoye field, constructed as of 01.01.2000. The dashed line shows the border of the purely oil zone.

Таким образом, предложенный способ позволяет более ффективно контролировать разработку нефтяного месторождения и тем самым улучшить результаты планирования геолого-технических мероприятий по доизвлечению остаточной нефти. Изобретение промышленно применимо, так как используется доступное лабораторное оборудование и ЭВМ. Thus, the proposed method allows you to more effectively control the development of the oil field and thereby improve the results of the planning of geological and technical measures for the recovery of residual oil. The invention is industrially applicable, since available laboratory equipment and computers are used.

Источники информации
1. Родионов В.П., Федорако А.Б. Оценка остаточных запасов нефти на Сергеевском месторождении. // Сб. науч. тр. (вып. 83). Оптимизация оценки сырьевой базы углеводородов и повышения степени их извлечения в старом нефтегазодобывающем районе - Уфа, Труды БашНИПИ-нефть, 1991, с.151-157.Sources of information
1. Rodionov V.P., Fedorako A.B. Estimation of residual oil reserves at the Sergeevskoye field. // Sat scientific tr (vol. 83). Optimization of the assessment of the raw material base of hydrocarbons and increasing the degree of their extraction in the old oil and gas producing region - Ufa, Trudy BashNIPI-Neft, 1991, p.151-157.

2. Патент РФ 2148169, Е 21 В 49/00, опубликованный БИ 12, 2000. 2. RF patent 2148169, E 21 49/00, published BI 12, 2000.

Claims (3)

1. Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами, включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, построение поля начальной нефтенасыщенности и математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, по результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин, причем при математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей, отличающийся тем, что дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей, в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды. 1. A method for monitoring the development of an oil field with layered heterogeneous formations, including determining the permeability, porosity, thickness of each interlayer, viscosities of the displacement agent and displaced fluid, initial and final saturation of the displacement agent, the elastic properties of the displacement agent and displaced fluid, and the compressibility of the porous medium, modified functions of the relative phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid; additional collection of field and technological information on the work e of each well, construction of the initial oil saturation field and mathematical modeling of filtration processes in a layered inhomogeneous porous medium with subsequent control of the filtration flows formed during the development of oil fields, based on the results of mathematical modeling at any time, the construction of maps of isobars, saturation with the displacement agent and current oil saturated thicknesses moreover, in mathematical modeling of filtration processes, an acceptable degree of coincidence of the calculated and real technological indicators, characterized in that they additionally investigate the coverage coefficient and the coefficient of formation stratification, clarify the modified functions of the relative phase permeabilities of the displacement agent and the displaced fluid from the production and technological information on the operation of each well, by adapting the mathematical model of filtration processes to the history of the development of an oil field with taking into account the coverage and dissection coefficients, according to the updated modified functions of the relative phase poron permeabilities, in a given class of parametric set describing the relative phase permeabilities, the relative phase permeabilities of the displacement agent and the displaced fluid are restored as a result of solving the inverse multiphase filtering problem for a layered inhomogeneous medium model. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при отсутствии лабораторных исследований вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и пористой среды на сжимаемость, относительных фазовых проницаемостей и модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости недостающие параметры выбирают по аналогичным пластам соседних месторождений, входящих в одну литологическую группу, со схожими особенностями осадконакопления и нефтеобразования. 2. The method according to p. 1, characterized in that in the absence of laboratory studies of the viscosities of the displacing agent and the displaced fluid, the initial and final saturation of the displacing agent, the elastic properties of the displacing agent and the displaced fluid and porous medium for compressibility, relative phase permeabilities and modified relative functions the phase permeabilities of the displacing agent and the displaced fluid, the missing parameters are selected according to similar layers of neighboring deposits included in the same lithological group, with similar features of sedimentation and oil formation. 3. Способ по п. 1 или 2, отличающийся тем, что для месторождений, находящихся в стадии формирования, по собранной промыслово-технологической информации о работе каждой скважины выделяют группы скважин, для которых динамика падения обводненности продукции не является результатом проведения технико-эксплуатационных мероприятий на скважинах, уточняют поле начальной нефтенасыщенности вблизи выделенных групп скважин экспертными методами и с помощью математического моделирования процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде осуществляют определение размеров и местоположения локальных зон повышенной водонасыщенности. 3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that for fields in the formation stage, according to the collected field information on the operation of each well, groups of wells are distinguished for which the dynamics of the drop in water cut of the product is not the result of technical and operational measures in wells, specify the field of initial oil saturation near the selected groups of wells using expert methods and using mathematical modeling of filtration processes in a layered inhomogeneous porous medium about there is a determination of the size and location of local zones of increased water saturation.
RU2000118766/03A 2000-07-14 2000-07-14 Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations RU2183268C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000118766/03A RU2183268C2 (en) 2000-07-14 2000-07-14 Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000118766/03A RU2183268C2 (en) 2000-07-14 2000-07-14 Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2183268C2 true RU2183268C2 (en) 2002-06-10
RU2000118766A RU2000118766A (en) 2002-06-20

Family

ID=20237905

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000118766/03A RU2183268C2 (en) 2000-07-14 2000-07-14 Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2183268C2 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2480584C1 (en) * 2011-10-26 2013-04-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development
RU2504654C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" Method of determination of oil extraction factor at nonlinear filtration
RU2717326C1 (en) * 2019-08-30 2020-03-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method of formation coverage evaluation by development system
RU2786895C1 (en) * 2021-12-30 2022-12-26 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method for determining the parameters of hydrocarbon production

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2480584C1 (en) * 2011-10-26 2013-04-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development
RU2504654C1 (en) * 2012-07-27 2014-01-20 Общество с ограниченной ответственностью "Реагент" Method of determination of oil extraction factor at nonlinear filtration
RU2717326C1 (en) * 2019-08-30 2020-03-20 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Method of formation coverage evaluation by development system
RU2788204C1 (en) * 2021-12-16 2023-01-17 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования Московской области "Университет "Дубна" (Государственный университет "Дубна") Method for determining the oil recovery coefficient for an inhomogeneous reservoir
RU2786895C1 (en) * 2021-12-30 2022-12-26 Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") Method for determining the parameters of hydrocarbon production

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Gherabati et al. The impact of pressure and fluid property variation on well performance of liquid-rich Eagle Ford shale
Clarkson et al. Semi-analytical model for matching flowback and early-time production of multi-fractured horizontal tight oil wells
RU2285790C1 (en) Method to control stacked pool oil deposit development with the use of residual net oil maps
Williams-Kovacs et al. A modified approach for modeling two-phase flowback from multi-fractured horizontal shale gas wells
CA2890817C (en) System, method and computer program product for determining placement of perforation intervals using facies, fluid boundaries, geobodies and dynamic fluid properties
Parekh et al. A case study of improved understanding of reservoir connectivity in an evolving waterflood with surveillance data
CN106897544B (en) Method of modeling oil and gas production from fractured unconventional formations
AU2011258651A1 (en) System and method for enhancing oil recovery from a subterranean reservoir
RU2601733C2 (en) Method of bazhenov formation deposits double medium geologic and hydrodynamic models constructing
Abbasi A comparative study of flowback rate and pressure transient behaviour in multifractured horizontal wells
Sieberer et al. Polymer-flood field implementation: Pattern configuration and horizontal vs. vertical wells
CN116127675A (en) Prediction method for maximum recoverable reserve of shale oil horizontal well volume fracturing
RU2183268C2 (en) Method of monitoring development of oil deposit with nonuniform stratified formations
RU2166630C1 (en) Method of control over oil deposit development
RU2135766C1 (en) Process monitoring exploitation of oil fields
Noureldien et al. GUPCO experience with giant fields: Case studies from Egypt
RU2148169C1 (en) Method of control over development of oil deposit with formations nonuniform in bedding
Gupta et al. Digitalization of Formation Damage Candidate Screening Workflow Improves Process Efficiency
RU2166619C1 (en) Method of development of oil deposit with nonuniform stratified formations with help of control over fields of pressures
Shelley et al. Refork Completion Analysis with the Aid of Artificial Neural Networks
RU2211329C1 (en) Method of determination of well potential production rate
AU2012396846B2 (en) System, method and computer program product for evaluating and ranking geobodies using a Euler Characteristic
RU2119583C1 (en) Method for monitoring development of oil deposits
RU2717326C1 (en) Method of formation coverage evaluation by development system
Parra et al. CRM-Aquifer-Fractional Flow Model to Characterize Oil Reservoirs with Natural Water Influx

Legal Events

Date Code Title Description
PC4A Invention patent assignment

Effective date: 20050930

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20060715