RU2416719C1 - Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта - Google Patents
Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2416719C1 RU2416719C1 RU2009144564/03A RU2009144564A RU2416719C1 RU 2416719 C1 RU2416719 C1 RU 2416719C1 RU 2009144564/03 A RU2009144564/03 A RU 2009144564/03A RU 2009144564 A RU2009144564 A RU 2009144564A RU 2416719 C1 RU2416719 C1 RU 2416719C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- reservoir
- pressure measurements
- productive formation
- productivity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности. Для этого определяют проницаемость продуктивного пласта, его пористость, толщину, водонасыщенность, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значения их фазовых проницаемостей. Собирают информацию о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения. Перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности. Скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта. При этом критерий репрезентативности основан на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта. Замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки. Моделируют процесс фильтрации пластовой жидкости и строят на основе данных математического моделирования карту изобар. 7 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату.
Известен способ гидродинамических исследований и испытаний скважин с определением количественных параметров пласта, включающий регистрацию диаграмм давления с помощью устройства, спускаемого на забой скважины на геофизическом кабеле [пат. РФ №2199009. Е21В 49/00. Устройство и способ гидродинамических исследований и испытаний скважин]. Таким образом, подход основан на разовых замерах давления и требует многократного спуска-подъема измерительных приборов и соответствующих остановок скважин добывающего фонда. Поэтому не может быть признан достаточно технологичным.
Известен также способ [пат. РФ №2188320. Способ определения распределения давления и границ неоднородностей пластов] определения распределения давления и границ неоднородностей пласта на основе регистрации смещения уровня дневной поверхности над залежью полезного ископаемого. Этот способ не может обеспечить достаточной достоверности данных ввиду множественности мешающих факторов, таких как сейсмические процессы в земной коре, твердые приливы, техногенные колебания грунта, а следовательно, не обеспечивает достаточной точности изобарного картирования.
Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений [пат. РФ №2166619. Способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давления], включающий определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы скважин за весь период разработки месторождения, замеры давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе математического моделирования карты изобар.
Поля давлений в продуктивном пласте согласно известному способу строятся на основе данных замеров давлений в отдельных скважинах, предварительно остановленных для восстановления давления, и расчетных процедур в рамках математического моделирования при наличии набора геолого-промысловых данных. При этом в расчет берутся замеры давления, полученные в скважинах, составляющих случайную по количественному и качественному показателям, то есть бессистемную, выборку.
Этот способ позволяет удовлетворительно решать задачу контроля полей давлений лишь в случае зональной однородности продуктивного пласта. Вместе с тем широко известно, что зональная неоднородность продуктивных пластов встречается не менее часто, чем их слоистая неоднородность, на которую ориентирован известный способ. Это приводит к занижению точности изобарного картирования.
Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности.
Технический результат достигается тем, что в способе изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта, включающем определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкостей насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения, замеры забойных и пластовых давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе данных математического моделирования карты изобар, согласно изобретению перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, основанного на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта, при этом замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки.
На фиг.1 приведена структурная карта месторождения с выделением скважин репрезентативной выборки. Фиг.2 содержит гистограмму распределения коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности. Фиг.3 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,73×Δ(η/ηmax). Фиг.4 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,75×Δ(η/ηmax). Фиг.5 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/ηmax). На фиг.6 отображается объемная карта изобар по состоянию на 12.07.2008 г. На фиг.7 приведена плоская карта изобар по состоянию на 12.07.2008 г.
Способ изобарного картирования зонально-неоднородного пласта осуществляют следующим образом.
На основе геолого-промыслового и геофизического материала определяют проницаемость, пористость и толщину продуктивного пласта, его водонасыщенность, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, значения их фазовых проницаемостей; собирают информацию о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения.
Определяют коэффициенты продуктивности всех скважин, дренирующих продуктивный пласт. Это множество скважин представляет собой генеральную совокупность. На фиг.1 приведена структурная карта залежи одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где точками обозначены эксплуатационные скважины с указанием их промысловых номеров.
Определяют критерий попадания скважин генеральной совокупности в репрезентативную выборку скважин, предназначенных для измерения давления. Критерий репрезентативности включает требования к количественному и качественному составу выборки.
Количественный состав репрезентативной выборки задают расчетным путем.
В работе Лысенко В.Д. «Инновационная разработка нефтяных месторождений», М., «Недра», 2000 г., с.102-104, приводится выражение для подсчета минимального числа скважин nu, по которым можно судить о свойствах продуктивного пласта, вскрытого скважинами общим числом, равным n0:
где 
- квадрат коэффициента вариации, отражающий степень зональной неоднородности продуктивного пласта;
ηi - коэффициент продуктивности, характеризующий фильтрационно-емкостные свойства пласта в точке его вскрытия скважиной за порядковым номером i в множестве, составляющем генеральную совокупность.
В таблице приведены значения коэффициентов продуктивности всех скважин генеральной совокупности. Имеющийся массив данных дает значение 
. Подставляя это значение в выражение (1), получаем минимальное число скважин в выборке, удовлетворяющей требованию репрезентативности по количественному показателю: nu=4,4. Так как число скважин не должно быть меньше 4,4; но при этом не может быть дробным, то округляем до 5.
| Порядковый номер скважины | Промысловый номер скважины | Коэффициент продуктивности, м3/сут·ат | Порядковый номер скважины | Промысловый номер скважины | Коэффициент продуктивности, м3/сут·ат |
| 1 | 817 | 0.21 | 14 | 5421 | 0.08 |
| 2 | 5431 | 1.04 | 15 | 5420 | 0.44 |
| 3 | 5435 | 0.35 | 16 | 5419 | 0.46 |
| 4 | 5436 | 0.17 | 17 | 5418 | 0.41 |
| 5 | 5430 | 0.25 | 18 | 5417 | 0.30 |
| 6 | 5429 | 0.41 | 19 | 5599 | 0.14 |
| 7 | 5428 | 0.35 | 20 | 5416 | 0.34 |
| 8 | 5603 | 0.03 | 21 | 5415 | 0.30 |
| 9 | 5427 | 0.55 | 22 | 5414 | 0.36 |
| 10 | 5426 | 0.28 | 23 | 5601 | 0.69 |
| 11 | 832 | 0.56 | 24 | 5425 | 1.31 |
| 12 | 5424 | 0.29 | 25 | 5413 | 1.20 |
| 13 | 5423 | 0.10 | 26 | 5602 | 0.83 |
Качественный состав выборки задают на основе статистических характеристик распределения коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности. На фиг.2 приведена гистограмма распределения нормированного коэффициента продуктивности η/ηmax по скважинам генеральной совокупности. По оси ординат отложено относительное число скважин 
, коэффициенты продуктивности которых лежат в пределах соответствующего интервала на оси абсцисс.
Далее делают все возможные выборки по 5 скважин, для которых строят гистограммы распределения коэффициента продуктивности по той же схеме, что и для скважин генеральной совокупности. Из всех возможных выборок требуемый качественный состав имеет та, распределение коэффициента продуктивности в которой наиболее близко распределению коэффициента продуктивности в генеральной совокупности. За меру совпадения распределений берут площадь взаимного перекрытия гистограмм, одна из которых соответствует генеральной совокупности, а другая - выборке. На фиг.3, 4, 5 приведены гистограммы трех вариантов выборки скважин, дающие площади перекрытия 0,73×Δ(η/ηmax); 0,75×Δ(η/ηmax) и 0,775×Δ(η/ηmax) соответственно. Остальные из возможных выборок дают существенно меньшие площади перекрытия. Итак, наиболее близкой по распределению коэффициентов продуктивности к генеральной совокупности скважин является выборка с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/ηmax).
Конкретных реализаций выборки с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/ηmax) существует несколько. Предпочтительной является та, размещение скважин которой по площади продуктивного пласта является наиболее равномерным.
Исходя из критерия репрезентативности и наибольшей равномерности размещения скважин по площади продуктивного пласта осуществляют выборку. Скважины репрезентативной выборки выделены на фиг.1.
Следующим этапом является обеспечение технической возможности осуществления замеров давления в скважинах репрезентативной выборки при выполнении требований одновременности и ежедневности снятия отсчетов давления. Это может быть сделано, например, с помощью скважинных дистанционных манометров, спущенных на забои скважин на длительные сроки. При такой схеме имеется возможность считывания показаний приборов в реальном времени.
Далее производят непрерывный пьезометрический мониторинг залежи, сопровождаемый архивированием данных. При этом забойные давления замеряются в режиме одновременных и ежесуточных снятий отсчетов, а пластовые давления замеряются с периодичностью, определяемой действующими регламентом [Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Министерство энергетики РФ, 05 февраля 2002 г. РД 153-39.0-109-01].
На заключительном этапе осуществляют математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости на основе всех имеющихся в распоряжении данных с построением карты изобар на текущую дату. Моделирование осуществляется по следующей схеме.
На основе закона Дарси
где w - общая скорость фильтрации,
wн, wв - скорость фильтрации по нефти и воде,
К - абсолютная проницаемость пласта-коллектора,
kн, kв - относительные фазовые проницаемости пласта-коллектора по нефти и воде,
µн, µв - вязкости нефти и воды,
Р - давление в произвольной точке пласта,
и уравнения неразрывности
где h - толщина пласта,
n0 - общее число скважин на моделируемом объекте разработки (генеральная совокупность скважин),
δ - дельта-функция Дирака,
х, y - прямоугольные координаты,
qi - дебит скважины за порядковым номером i,
записывается уравнение Пуассона для давления в любой точке (х, у) двухмерного продуктивного пласта в каждый момент времени t.
Уравнение Пуассона решается методом сеточных аппроксимаций.
Для того чтобы моделируемый фильтрационный процесс как можно более соответствовал реальной картине, используют набор реперных значений давления, получаемых путем прямых замеров в скважинах. Ансамбль реперных значений давления состоит из набора периодически обновляемых в соответствии с отраслевым регламентом [Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Министерство энергетики РФ, 05 февраля 2002 г. РД 153-39.0-109-01] значений пластовых давлений в каждой из скважин репрезентативной выборки и набора значений забойных давлений в тех же скважинах, получаемых в режиме одновременного снятия отсчетов не реже одного раза в сутки.
При наличии периодически обновляемых данных о значениях пластовых давлений ежесуточный регламент снятия отсчетов забойных давлений дает возможность построения с удовлетворительной точностью карты изобар на любую произвольную дату.
На фиг.6 и 7 приведена карта изобар рассмотренной залежи на 12 июля 2008 года в двух видах - объемном и плоском соответственно. Вертикальной координатой объемного вида является давление.
Таким образом, предложенное техническое решение дает возможность повысить точность изобарного картирования при наличии зональной неоднородности продуктивного пласта.
Claims (1)
- Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта, включающий определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкостей насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения, замеры забойных и пластовых давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе данных моделирования карты изобар, отличающийся тем, что перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, основанном на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта, при этом замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009144564/03A RU2416719C1 (ru) | 2009-12-03 | 2009-12-03 | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009144564/03A RU2416719C1 (ru) | 2009-12-03 | 2009-12-03 | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2416719C1 true RU2416719C1 (ru) | 2011-04-20 |
Family
ID=44051385
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009144564/03A RU2416719C1 (ru) | 2009-12-03 | 2009-12-03 | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2416719C1 (ru) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104272140A (zh) * | 2012-04-20 | 2015-01-07 | 雪佛龙美国公司 | 用于校准在储藏层建模中使用的渗透性的系统和方法 |
| RU2592003C2 (ru) * | 2012-05-14 | 2016-07-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ и система выбора углеводородных скважин для эксплуатационных испытаний |
| RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2661501C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа |
| RU2709046C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар |
| RU2722331C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2797763C1 (ru) * | 2022-10-13 | 2023-06-08 | Олег Аркадьевич Смирнов | Способ учета аномально высокого пластового давления при построении геологических моделей залежей углеводородов |
-
2009
- 2009-12-03 RU RU2009144564/03A patent/RU2416719C1/ru active
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104272140A (zh) * | 2012-04-20 | 2015-01-07 | 雪佛龙美国公司 | 用于校准在储藏层建模中使用的渗透性的系统和方法 |
| RU2592003C2 (ru) * | 2012-05-14 | 2016-07-20 | Лэндмарк Графикс Корпорейшн | Способ и система выбора углеводородных скважин для эксплуатационных испытаний |
| US9879530B2 (en) | 2012-05-14 | 2018-01-30 | Landmark Graphics Corporation | Method and system of selecting hydrocarbon wells for well testing |
| RU2634770C1 (ru) * | 2016-07-12 | 2017-11-03 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2661501C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа |
| RU2709046C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карт изобар |
| RU2722331C1 (ru) * | 2019-06-06 | 2020-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений |
| RU2797763C1 (ru) * | 2022-10-13 | 2023-06-08 | Олег Аркадьевич Смирнов | Способ учета аномально высокого пластового давления при построении геологических моделей залежей углеводородов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2416719C1 (ru) | Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта | |
| CN104564041B (zh) | 基于开发渗透率下限的低渗透碎屑岩储层有效性评价方法 | |
| CN101487390B (zh) | 一种确定油层原始含油饱和度的阿尔奇模式方法 | |
| US9896930B2 (en) | Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges | |
| US8793110B2 (en) | Method for predicting fluid flow | |
| CN103256046A (zh) | 非常规油气藏水平井全缝长压裂参数模拟的方法及装置 | |
| CN105651966A (zh) | 一种页岩油气优质储层评价方法及参数确定方法 | |
| Lebbe | Hydraulic parameter identification: Generalized interpretation method for single and multiple pumping tests | |
| CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
| CN109138975B (zh) | 一种基于时移测井数据的求解相渗特征曲线的新方法 | |
| Su et al. | Quantitative study on hydrocarbon expulsion mechanism based on micro-fracture | |
| Jiang et al. | Evolution of anisotropic permeability of fractured sandstones subjected to true-triaxial stresses during reservoir depletion | |
| CN106126936B (zh) | 一种致密低渗透储层裂缝有效性的综合评价方法 | |
| Olaiz et al. | Comparison and applications of the Thornthwaite moisture index using GIS | |
| RU2634770C1 (ru) | Способ построения карт изобар для нефтегазоконденсатных месторождений | |
| CN105844011B (zh) | 一种基于毛管模型的渗透率计算方法 | |
| CN112145165A (zh) | 一种微裂缝-孔隙型储层动静态渗透率转换方法 | |
| CN112946780B (zh) | 走滑断裂活动期次的确定方法及装置 | |
| Holden et al. | Integration of production logs helps to understand heterogeneity of Mishrif reservoir in Rumaila | |
| CN112943229A (zh) | 一种储气库盖层突破压力连续预测方法 | |
| CN110322363A (zh) | 页岩气储层改造体积计算方法及系统 | |
| Li et al. | In situ estimation of relative permeability from resistivity measurements | |
| CN109975189B (zh) | 孔隙型砂岩储层产能预测方法与装置 | |
| Sabea et al. | Geological model of the Khabour Reservoir for studying the gas condensate blockage effect on gas production, Akkas Gas Field, Western Iraq | |
| EP3452698B1 (en) | Two dimensional reservoir pressure estimation with integrated static bottom hole pressure survey data and simulation modeling |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |