RU2661489C1 - Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов - Google Patents

Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов Download PDF

Info

Publication number
RU2661489C1
RU2661489C1 RU2017131352A RU2017131352A RU2661489C1 RU 2661489 C1 RU2661489 C1 RU 2661489C1 RU 2017131352 A RU2017131352 A RU 2017131352A RU 2017131352 A RU2017131352 A RU 2017131352A RU 2661489 C1 RU2661489 C1 RU 2661489C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
filtration
wells
seismic
reservoir
well
Prior art date
Application number
RU2017131352A
Other languages
English (en)
Inventor
Михаил Васильевич Чертенков
Дмитрий Александрович Метт
Светлана Сергеевна Суходанова
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг")
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 "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг")
Priority to RU2017131352A priority Critical patent/RU2661489C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2661489C1 publication Critical patent/RU2661489C1/ru

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01VGEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
    • G01V11/00Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
    • GPHYSICS
    • G06COMPUTING; CALCULATING; COUNTING
    • G06GANALOGUE COMPUTERS
    • G06G7/00Devices in which the computing operation is performed by varying electric or magnetic quantities
    • G06G7/48Analogue computers for specific processes, systems or devices, e.g. simulators
    • GPHYSICS
    • G16INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS
    • G16ZINFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR SPECIFIC APPLICATION FIELDS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • G16Z99/00Subject matter not provided for in other main groups of this subclass

Abstract

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования и может быть использовано при решении задач поиска, разведки и проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях сложного строения коллекторов. Технический результат заявленного изобретения заключается в минимизации возникновения возможных ошибок при описании фильтрационных параметров пластов, осложненных развитой системой трещиноватости, выработке подхода к оценке активности и характера проявления водонапорного горизонта, повышении качества сходимости получаемых параметров разработки при гидродинамическом моделировании и фактических данных, а также оптимизации кривых относительных фазовых проницаемостей в условиях трещиноватых коллекторов. Предлагаемый способ включает определение зависимости между сейсмическими атрибутами и фильтрационными параметрами пласта, полученными по результатам комплексирования высокоинформативных ГДИС, выявление источников обводнения скважин на основании сопоставления результатов комплексных промысловых и сейсмических исследований, анализ и учет особенностей фильтрации жидкости в трещиноватом коллекторе на примере нижнепермских отложений Варандейского месторождения, проведение гидродинамических расчетов на основе детализированной геолого-фильтрационной модели с целью оценки качества созданной модели трещиноватости в коллекторе по степени сходимости расчетных и фактических показателей работы скважин и залежи в целом и сравнительную оценку созданной и существующих фильтрационных моделей, а также сопоставление прогнозных дебитов вновь пробуренных скважин с их фактическими величинами. 2 табл., 15 ил.

Description

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования и может быть использовано при решении задач поиска, разведки и проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях сложного строения карбонатных трещиноватых коллекторов.
Гидродинамические модели залежей углеводородов широко распространены в нефтяной промышленности для определения различных технических показателей разработки месторождений. Как показывает практика, моделирование карбонатных трещиноватых коллекторов сводится к следующей последовательности действий: анализ и отбраковка входной информации, детальная корреляция продуктивных горизонтов по имеющимся каротажным кривым и сейсмическим данным, построение структурных карт и модели рассматриваемого объекта, задание разломов, если таковые присутствуют в геологическом строении месторождения или объекта, перенос результатов промысловой геофизики в геологическую модель и получение 3D-параметров петрофизических и литологических свойств коллектора. Однако построение геолого-гидродинамических моделей трещиноватых коллекторов несет в себе дополнительные сложности, связанные с точностью распределения и описания системы каналов и трещин рассматриваемого месторождения.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных залежей [RU 2135766, опубл. 27.08.1999 г., МПК E21B 49/00]. Способ включает проведение геофизических исследований скважин (ГИС), геолого-промысловых исследований скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, интерпретацию материалов ГИС, построение детальной объемной геолого-гидродинамической модели слоисто-неоднородного пласта расчленением и корреляцией разрезов по данным ГИС, определение объемов накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемов закачек для нагнетательных скважин и выдачу рекомендаций по проведению геолого-технических мероприятий. Далее дополнительно проводят комплекс каротажных исследований скважин и осуществляют построение локальных геолого-статистических разрезов по комплексу каротажных кривых. Причем для расчленения и корреляции разрезов используют адаптивный подход, который заключается в накоплении знаний об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения. Затем на основе этого строят детальную объемную геолого-гидродинамическую модель слоисто-неоднородного пласта и дополнительно подтверждают гидродинамическую связанность скоррелированных пропластков соседних скважин. Недостатком данного способа применительно к трещиноватым карбонатным залежам является невозможность корреляции разрезов посредством предлагаемой интерпретации материалов ГИС и определения высокой неоднородности строения.
Так же известен способ локализации запасов в нефтематеринских толщах [RU 2572525, опубл. 20.01.2016 г., МПК G01V 11/00]. Способ включает проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3D, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности. Пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС. Недостатком данного способа является то, что он не предполагает построение моделей, учитывающих порово-трещинный тип строения карбонатной залежи, при котором существуют значительные различия в характере движения жидкостей, как в трещиноватых, так и в пористых элементах.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ моделирования залежей трещиноватых карбонатных коллекторов [US 2010138196 A1, МПК E21B 49/00]. Данный способ включает характеристику коллектора, генерацию сетки и дискретизацию геологической модели, описывающей трещиноватую залежь. Общее представление о развитии естественных трещин обычно получают из анализа отдельных трещин, пересекающих стволы скважин. Данные, описывающие сеть трещин, могут быть получены по результатам исследований стволов скважин высокоразрешающим электрическим имиджером, а также анализа керна. Кроме того, данные, характеризующие трещины, пересекающие конкретную скважину, могут быть получены из наблюдений при бурении, эксплуатационных показателей работы скважины, результатов ГИС (например, термометрия). Совокупность полученных данных используется для описания плотности трещин. Распространение трещин в межскважинном пространстве осуществляется стохастически, с использованием метода последовательного гауссовского моделирования. Полученная мелкомасштабная сетка представляет собой совокупность множества мелких ячеек и сети трещин, разделяющих ячейки. В дальнейшем производят upscaling модели и расчет в гидродинамическом симуляторе. Недостатком данного способа является не учет литологической неоднородности залегания пород, индивидуальной особенности различных разностей пород (например, склонности к трещинообразованию), а также в данном способе отсутствует прогноз свойств в межскважинном пространстве на основе физического изменения различных параметров.
На сегодняшний день прогресс в области изучения трещиноватых коллекторов позволяет применять всесторонние методы анализа не только причин появления системы каналов и трещин, но и особенностей их распределения в условиях конкретных месторождений. Следует отметить, что характерной чертой трещиноватых коллекторов является сильная изменчивость фильтрационных параметров пласта как по латерали, так и по разрезу. Для того чтобы грамотно спроектировать систему разработки и обеспечить наиболее полную выработку запасов, необходимо построить адекватную геолого-фильтрационную модель.
Задачей изобретения является повышение качества детализации построения модели трещиноватых карбонатных залежей путем выработки и обоснования подхода, повышающего достоверность геолого-фильтрационной модели такой залежи углеводородов, на основе использования результатов анализа высокоинформативных гидродинамических исследований скважин (ГДИС), интерпретации сейсмических и геофизических данных в реальных промысловых условиях. А также минимизация возникновения возможных ошибок при описании фильтрационных параметров пластов, осложненных развитой системой трещиноватости; выработка подхода к оценке активности и характера проявления водонапорного горизонта и оптимизация кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в условиях трещиноватых коллекторов на примере объекта P1 Варандейского месторождения.
Поставленная задача решается тем, что необходимо провести ряд последовательных действий, заключающихся в следующем:
1. Определение зависимости между сейсмическими атрибутами и фильтрационными параметрами пласта, полученными по результатам комплексирования высокоинформативных ГДИС;
2. Выявление источников обводнения скважин на основании сопоставления результатов комплексных промысловых и сейсмических исследований;
3. Анализ и учет особенностей фильтрации жидкости в трещиноватом коллекторе нижнепермских отложений на примере Варандейского месторождения;
4. Проведение гидродинамических расчетов на основе детализированной 3-D модели с целью оценки качества созданной модели фильтрационной неоднородности в коллекторе по степени сходимости расчетных и фактических показателей работы скважин и залежи в целом;
5. Сравнительная оценка созданной и существующих фильтрационных моделей, а также сопоставление прогнозных дебитов вновь пробуренных скважин с их фактическими величинами;
6. Определение зависимости между сейсмическими атрибутами и фильтрационными параметрами пласта, полученными по результатам комплексирования высокоинформативных ГДИС.
В качестве примера была рассмотрена особенность фильтрации жидкости в системе «матрица-трещина» в условиях карбонатных отложений Варандейского месторождения. На нижнепермских отложениях Варандейского месторождения была проведена специальная программа высокоинформативных промысловых исследований, направленная на поиск и описание фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин с целью уточнения дальнейшей системы разработки и режимов работы добывающего и нагнетательного фонда скважин. Результаты исследований показали более высокие значения проницаемости пород ПЗП (призабойной зоны пласта), чем предполагалось ранее, на основании геофизических исследований скважин (каротажных кривых). Данные различия связаны с тем, что изначально проницаемость была получена на основе сопоставления данных кернового материала и геофизических параметров. Однако керновые исследования покрывают не весь продуктивный интервал, а в условиях трещиноватых коллекторов, где основная фильтрация связана с трещинами, в геофизических корреляциях трещинная составляющая практически не участвует.
Пояснение способа представлены на следующих иллюстрациях:
Фиг. 1 - Определение времени начала отклонения от радиального течения для участка на нижнепермских отложениях Варандейского месторождения;
Фиг. 2 - Сопоставление с сейсмическими атрибутами Варандейского месторождения;
Фиг. 3 - Экспоненциальная зависимость амплитуды дуплексных волн от проницаемости коллектора;
Фиг. 4 - Зависимость амплитуды дуплексных волн от проницаемости коллектора в полулогарифмических координатах;
Фиг. 5 - Схема последовательности построения трехмерного куба средних значений проницаемости согласно полученной зависимости;
Фиг. 6 - 2D карты средних значений проницаемостей;
Фиг. 7 - Сопоставление полученного куба проницаемости с картой амплитуд дуплексных волн;
Фиг. 8 - Куб проницаемости. Разрез по скважинам 3-1002-1007-1003-4;
Фиг. 9 - Куб проницаемости. Разрез вдоль линии А-А';
Фиг. 10 - Зависимость фильтрационной активности водоносного горизонта в различных зонах от интенсивности трещиноватости;
Фиг. 11 - Сопоставление расчетной и фактической КВД для скв. 1002 в трещиноватом коллекторе на объекте Р1 Варандейского месторождения;
Фиг. 12 - Сопоставление расчетной и фактической КВД для скв. 1001 в трещиноватом коллекторе на объекте Р1 Варандейского месторождения;
Фиг. 13 - Сопоставление расчетных и фактических показателей эксплуатации пробуренной скважины на объекте Р1 Варандейского месторождения;
Фиг. 14 - Трещиноватые зоны, выделенные по методу дуплексных волн в моделях, построенных по методу локальной отрисовки областей повышенной проницаемости;
Фиг. 15 - Качество настройки скв. 1001;
При выборе наиболее вероятного сейсмического атрибута, отражающего фильтрационные параметры межскважинного строения, используют следующую последовательность действий:
1. Проводят гидродинамические исследования с регистрацией кривой восстановления давления при закрытии скважины на устье или забое (зависит от технологии проведения гидродинамических исследований) или кривой изменения давления при проведении исследований без остановки скважины.
2. По результатам зарегистрированного давления строят производную давления по времени. Процесс построения производной давления от времени описан Д.Бурде (Olivier Houze, Didier Viturat. Dynamic Flow Analysis: v. 4.02 - Feb. 2007).
3. На участках производной выделяют участок радиального течения, а также участок отклонения производной давления от радиального течения (Фиг. 1). Определяют время начала отклонения от радиального течения.
4. Зная время отклонения производной от радиального течения согласно формуле [1], вычисления расстояния от сжимаемости, на котором начинают действовать отклонения течения жидкости от радиального:
Figure 00000001
(Olivier Houze, Didier Viturat. Dynamic Flow Analysis: v.4.02 - Feb. 2007),
где rD - безразмерный радиус; μ - вязкость флюида,
Figure 00000002
- коэффициент сжимаемости малосжимаемой жидкости,
Figure 00000003
- проницаемость коллектора, t - время отклонения, ф - пористость.
5. Далее, из всего многообразия полученных сейсмических атрибутов, выбирают те атрибуты, которые имеют значительные сейсмические аномалии на том же расстоянии, что и отклонения производной давления. Подобный анализ позволяет описать межскважинное пространство двумя различными по своей физической природе методами: атрибутным анализом сейсмической информации и гидродинамическими исследованиями течения жидкости.
6. Для последующего прогноза фильтрационных параметров в масштабах всего объекта выбирают значения гидропроводности, полученные при гидродинамических исследованиях скважин, и значения атрибутов в точках исследования скважин (Фиг 1. Участок 1 - характеризует ближнюю зону (зеленый цвет) Участок 2 - характеризует дальнюю зону (синий цвет)). Положения точек со значениями сейсмических атрибутов и гидропроводностями должны совпадать с точностью равной кратности сейсмической съемки.
7. Далее строят графики зависимости значений сейсмического атрибута и гидропроводности. После, берут тот атрибут, который имеет наилучшую сходимость с данными гидропроводности (Фиг. 2).
8. По выбранной зависимости между значениями атрибута и результатами гидропроводности зон ПЗП строят трендовую кривую, охватывающую весь диапазон значений сейсмического атрибута.
9. Далее, результаты гидропроводности пересчитывают в величины проницаемостей по «методу Перрина» (формула гидропроводности [2]):
Figure 00000004
,
где ε - гидропроводность,
Figure 00000003
- проницаемость коллектора, kro и krw текущие проницаемости по нефти и воде, μo и μw вязкость нефти и воды соответственно.
(наиболее прост и широко применяется в практике интерпретации ГДИС способ увязки интегральной подвижности, фазовых проницаемостей пласта и проницаемости коллектора). При этом именно гидропроводность определяется по результатам ГДИ. Для определения проницаемости используют функцию Баклея-Леверетта: из графиков ОФП при известной обводненности f (доля воды в потоке в поверхностных условиях) определяют текущую водонасыщенность, затем определяют текущие ОФП: kro и krw по нефти и воде.
10. Строят вторую зависимость между величинами средних проницаемостей, полученных при пересчете результатов гидропроводностей, и величинами амплитуд сейсмического атрибута. Характер и вид второй кривой идентичный зависимости гидропроводности от сейсмического атрибута, но коэффициенты в зависимостях отличаются.
11. В численной геолого-гидродинамической модели на основе второй зависимости строят 2D поле фильтрационных множителей на проницаемость для куба проницаемости, полученного по результатам геофизической интерпретации и петрофизического анализа данных.
12. Полученный скорректированный куб проницаемости с учетом фильтрационной неоднородности, выявленной по выбранному и принятому к моделированию сейсмическому атрибуту, берется к моделированию работы залежи и скважин в новой 3D модели.
13. Процесс верификации корректности полученной и настроенной модели происходит путем продолжительного наблюдения за показателями эксплуатации существующих и вновь пробуренных скважин.
Итогом данных исследований явилась апробация подхода по снижению неопределенностей при интерпретации сейсмических данных с помощью гидродинамических исследований в условиях текущих режимов работы скважин Варандейского месторождения (Залежь Р1).
Подход, рассматриваемый в предлагаемом изобретении, при правильно подобранном сейсмическом атрибуте, позволяет адекватно учесть характер изменения фильтрационных параметров коллектора как в зонах ПЗП (призабойной зоны пласта), так и в межскважинном пространстве. Согласно этому допущению была принята во внимание гипотеза о наличии зависимости между интенсивностью фильтрационной неоднородности коллектора, выявленной на базе сейсмического атрибута и работы скважин, и результатами гидродинамических исследований скважин. На фиг. 3 и в таблице 1 представлены результаты выявленной взаимосвязи между амплитудой дуплексной волны и средним значением проницаемости в призабойной зоне скважин, пересчитанной из значений гидропроводностей.
Figure 00000005
Следует отметить, что красным цветом выделены значения, полученные по 6-ти скважинам, представленным в таблице 1, синим - рассчитанные по уже выведенной экспоненциальной зависимости для остальных скважин нижнепермских отложений Варандейского месторождения. Логарифмируя величины на оси ординат, экспоненциальная зависимость между величинами амплитуд дуплексных волн и проницаемостью выглядит следующим образом (Фиг. 4).
Представленная зависимость между сейсмическим атрибутом и величинами проницаемости в околоскважинных зонах позволила наиболее адекватно описать особенности фильтрационной неоднородности рассматриваемого коллектора. Это уточнило понимание характера распространения зон высоких проницаемостей на рассматриваемом объекте. Необходимо также отметить, что информация, полученная по керновым данным, зачастую не отражает истинных значений проницаемости системы «порода-трещина».
Наиболее значимой характеристикой пласта, от которой напрямую зависит полнота выработки запасов углеводородов, является проницаемость. Ведь чем точнее описана фильтрационная неоднородность коллектора, тем корректнее будут воспроизведены и энергетические составляющие залежи в целом, а так же история работы скважин, распределение флюидальных потоков в пласте, что приводит к повышению точности при прогнозе показателей разработки для вновь пробуренных скважин. Ранее, на основании сопоставления результатов высокоинформативных ГДИС и сейсмических данных была получена зависимость (Фиг. 3), показывающая существование взаимосвязи между параметром проницаемости и величиной амплитуды дуплексной волны. По данным высокоинформативных ГДИС, согласно полученной зависимости между сейсмическим атрибутом и проницаемостью, были определены значения проницаемости в межскважинном пространстве. Далее, ставилась задача, имея полученную между амплитудами дуплексных волн и проницаемостью коллектора взаимосвязь, получить распределение фильтрационных свойств рассматриваемого пласта в виде 3D-параметра в геологическом симуляторе.
На фиг. 5 приведена схема, отражающая последовательность построения трехмерного куба средних значений проницаемости, согласно установленной ранее зависимости между результатами интерпретации ГДИС и сейсмическими данными.
Так как атрибут амплитуд дуплексных волн не полностью покрывает область коллектора, выделенную геологом при построении геологической модели, основной интерес будет сосредоточен на зону, расположенную внутри границы наличия сейсмических данных. Фиг. 5А показывает результат сейсмических исследований методом миграции амплитуд дуплексных волн (АДВ). Далее, согласно полученной зависимости (Фиг. 5В), был построен 3D куб средних значений проницаемости в каждой точке пласта (Фиг. 5С). Фиг. 5D отражает вертикальное распределение проницаемости после совмещения экспоненциальной зависимости и карты амплитуд дуплексных волн. Затем, процесс заключался в переносе полученных средних значений проницаемости на изначально отстроенный инженерами-геологами куб проницаемости на основе кривых ГИС (геофизических исследований скважин). Для этого строились 2D карты средних значений исходного куба проницаемости, созданного ГИС (карта В), и средних значений проницаемости, полученной путем выявленной зависимости между АДВ и результатами интерпретации высокоинформативных ГДИС (карта А) (Фиг. 6). Путем математического деления карты А на карту В получили значения коэффициентов, на которые умножался исходный 3D куб проницаемости.
Таким образом, распределение поля проницаемости, полученное на базе интегрирования геофизических исследований, результатов высокоинформативных ГДИС и сейсмических данных, адекватно отражает характер системы распределения каналов и трещин в нижнепермских отложениях Варандейского месторождения (Фиг. 7).
Описанные выше операции позволили не только детально отразить поле проницаемости по латерали, но и сохранить фильтрационную неоднородность коллектора по вертикали (Фиг. 8-9).
Комплексирование исходных геофизических, гидродинамических и сейсмических данных позволяет повысить степень описания распределения фильтрационной неоднородности в коллекторе, учитывая особенность перехода низкопроницаемой матричной части пласта к высокопроницаемой.
1. Комплексирование исходных геофизических, гидродинамических и сейсмических данных.
Для повышения корректности описания параметра проницаемости в межскважинном пространстве целесообразно определять зависимость между сейсмическим атрибутом и результатами интерпретации гидродинамических исследований скважин.
2. Выявление источников обводнения скважин на основании комплексирования результатов сейсмических, промысловых и керновых исследований.
Выше в предлагаемом изобретении была выдвинута гипотеза о существовании не только горизонтальных, но и вертикальных трещин. Отличительной особенностью процесса разработки трещиноватых карбонатных коллекторов является прогрессирующее обводнение добывающих скважин ввиду прорывов воды по высокопроводящим системам каналов и трещин в пласте. Поэтому немаловажно, при планировании дальнейшей выработки запасов углеводородов в коллекторах подобного типа, организовывать такую систему разработки, которая не спровоцировала бы слишком быстрого продвижения пластовой воды к забоям добывающих скважин.
Поэтапный анализ всей имеющейся информации позволяет сделать вывод о прорыве воды по системе развитой трещиноватости в коллекторе и последующем подтягивании конуса воды к ПЗП (призабойной зоне пласта) по причине высокой депрессии на забой добывающих скважин. Согласно описанному подходу к уточнению интенсивности распространения зон трещиноватости в рассматриваемом коллекторе, утверждение о том, что резкое обводнение связано с движением воды по каналам и трещинам в пласте является вполне обоснованным.
3. Анализ и учет особенностей фильтрации жидкости в трещиноватом коллекторе нижнепермских отложений на примере Варандейского месторождения.
Опираясь на полученные данные о возможных источниках обводнения скважин и принимая во внимание атрибут дуплексных волн, была получена зависимость (Фиг. 10), отражающая проявления нижележащего водоносного горизонта в различных зонах интенсивности трещиноватости, локализованных согласно результатам сейсмических исследований рассматриваемого объекта.
В данном случае полученная зависимость имеет экспоненциальный характер, который позволяет, в условиях отсутствия точного представления о геометрических размерах водонапорного горизонта, описать характер его влияния на водонапорный режим залежи путем введения понятии эквивалентной проводимости.
Серия пробных расчетов показала, что при условном задании толщины водонапорного горизонта, равной 10 метрам, скорость притока воды в скважину коррелировалась с зонами повышенной трещиноватости, выявленной по карте амплитуд дуплексных волн. В результате, согласно нескольким итерационным расчетам, получено, что при определенных величинах эквивалентной проницаемости водоносного горизонта удается воспроизвести время и скорость прихода воды по системе каналов и трещин к забоям добывающих скважин.
После полученных оценочных расчетов была выдвинута гипотеза о существовании взаимосвязи между интенсивностью и особенностями проявления водонапорного режима и неоднородностями, отмеченными на сейсмическом атрибуте амплитуд дуплексных волн. При нанесении значения амплитуды дуплексной волны в точке и сопоставлении ее с величиной подобранной при настройке аквифера проницаемости, выявили характерную экспоненциальную зависимость. Данная зависимость позволила распространить характер проявления водоносного горизонта в масштабе всей залежи.
Такой подход дал возможность, при условности учета геометрических размеров подстилающего водоносного пласта, адекватно задать его активность по всей площади моделируемого объекта в зависимости от величин амплитуд дуплексных волн. Такая гипотетическая особенность проявления водоносного горизонта позволила не только воспроизвести время появления воды на забоях добывающих скважин, но и спрогнозировать момент притока воды в зависимости от величины депрессии на пласт со стороны всех добывающих скважин.
4. Проведение гидродинамических расчетов на основе детализированной геолого-фильтрационной модели с целью оценки качества созданной модели трещиноватости в коллекторе по степени сходимости расчетных и фактических показателей работы скважин и залежи в целом.
В данном изобретении предлагается использовать подход, позволяющий определить корректность полученной геолого-фильтрационной модели. Суть подхода заключается в решении обратной задачи, согласно которой сопоставляются расчетные КВД, снятые по результатам построенной геолого-гидродинамической модели, и реальные КВД, полученные при исследовании скважин. Подобное сравнение показывает полное совпадение расчетных и фактических кривых производной КВД (Фиг. 11-12). Область совпадения расчетных и фактических КВД и их производных выделена серым цветом. Она дает основания полагать, что качество построенной модели отличается приемлемой достоверностью, и она может быть использована с целью прогнозирования бурения новых скважин на нижнепермских отложениях Варандейского месторождения. Неполное совпадение фактической производной по давлению на поздних участках связано с невозможностью полного учета истории работы скважины до исследования.
Помимо оценки сходимости результатов гидродинамических исследований скважин в работе отмечается сходимость фактических и прогнозных показателей работы вновь пробуренных скважин. На фиг. 13 представлена сравнительная характеристика расчетных и фактических показателей эксплуатации для скважины 1027, пробуренной после завершения работ по созданию геолого-фильтрационной модели нижнепермских отложений Варандейского месторождения.
5. Сравнительная оценка созданной и существующих фильтрационных моделей, а также сопоставление прогнозных дебитов вновь пробуренных скважин с их фактическими величинами.
До сих пор, в силу недостаточной изученности фильтрационных свойств коллектора, наиболее высокопроводимые зоны выделялись непосредственно путем увеличения матричной проницаемости на определенную величину, взятую ориентировочно и не имеющую веского обоснования. На фиг. 14 приведена карта амплитуд дуплексных волн, на которой локально отмечены зоны, характеризующиеся высокими значениями проницаемости и далее, в том же виде перенесенные на геологический куб проницаемости и затем в геолого-гидродинамическую модель. Построенная в результате комплексирования геолого-гидродинамическая модель не подвергалась процедуре апскейлинга с целью сохранения изначальной детальности в распределении литологических и петрофизических свойств коллектора.
При сравнении существующих геолого-гидродинамических моделей важными параметрами, которые позволяют на качественном уровне оценить адекватность полученной 3D модели, являются распределение поля проницаемости и пористости, количество исходной информации, учтенной при создании фильтрационной модели, подходы и инструменты адаптации, а так же оценка сходимости расчетных и фактических показателей разработки, как по скважинам, так и по залежи в целом.
Из приведенной ниже таблицы 2 видно, что процесс настройки гидродинамической модели, созданной путем комплексирования геофизической, сейсмической и промысловой информации (высокоинформативные ГДИС, анализ режимов работы скважин), не только упростился и не требовал введения необоснованных адаптационных мероприятий, но и позволил с высокой степенью точности воспроизвести реальную картину движения пластовых флюидов в пласте.
Приведенное сравнение качества настройки показателей эксплуатации скважины 1001 (Фиг. 15) показало, что приток воды к забою добывающей скважины выглядит более адекватно, нежели в случае ГДМ 2014 года, когда приток воды моделировался ступенчато, вскрывая дополнительные водонасыщение ячейки.
Таким образом, заявленный способ детализации построения модели трещиноватых карбонатных залежей заключающийся в реализации нового подхода в комплексировании геолого-геофизической, сейсмической и промысловой информации, позволяющий выявить зависимость между параметром сейсмического атрибута и фильтрационными характеристиками коллектора в условиях нижнепермских отложений Варандейского месторождения решает три важнейшие проблемы, которые имеют огромное значение при разработке карбонатных трещиноватых коллекторов:
По результатам комплексирования сейсмических, геолого-физических и промысловых исходных данных выявлена зависимость между проницаемостью и амплитудой сейсмического атрибута;
Построена детальная геолого-фильтрационная модель проблемной залежи Варандейского месторождения, позволяющая с высокой степенью вероятности учитывать распределение фильтрационных потоков в пласте и адекватно прогнозировать входные показатели разработки вновь буримых скважин.
Согласно имеющимся сейсмическим данным и данным показателей эксплуатации скважин и залежи в целом, описана интенсивность притока воды из водоносного горизонта, а так же скорректированы формы кривых ОФП, которые позволили на высоком уровне воспроизвести совместное движение флюидов в пласте.
Полученные в ходе результаты на сегодняшний день с успехом реализуются на аналогичных по строению месторождениях в Тимано-Печорской провинции, показывая высокую сходимость прогнозных и фактических показателей работы скважин.

Claims (1)

  1. Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов, включающий проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, отличающийся тем, что проводят гидродинамические исследования с регистрацией кривой восстановления давления при закрытии скважины на устье или забое или кривой изменения давления при проведении исследований без остановки скважины, затем по результатам зарегистрированного давления строят производную давления по времени, далее на участках производной выделяют участок радиального течения, а также участок отклонения производной давления от радиального течения, определяют время начала отклонения от радиального течения, затем вычисляют расстояние, на котором начинает действовать отклонение течения жидкости от радиального, после этого выбирают те атрибуты, которые имеют значительные сейсмические аномалии на том же расстоянии, что и отклонения производной давления, для дальнейшего прогноза фильтрационных параметров выбирают значения гидропроводности, полученные при гидродинамических исследованиях, и значения атрибутов, при этом расстояния от исследованной скважины, на которых были получены значения сейсмических атрибутов и гидропроводности, должны совпадать с точностью, равной кратности сейсмической съемки, далее строят графики зависимости значений сейсмического атрибута и гидропроводности, причем для дальнейшего использования берут тот атрибут, который имеет наилучшую сходимость с данными гидропроводности, после по выбранной зависимости значений атрибута от гидропроводности строят трендовую кривую, затем в численной геолого-гидродинамической модели на основе полученной зависимости строят поле фильтрационных параметров в зависимости от значений сейсмического атрибута.
RU2017131352A 2017-09-06 2017-09-06 Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов RU2661489C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017131352A RU2661489C1 (ru) 2017-09-06 2017-09-06 Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017131352A RU2661489C1 (ru) 2017-09-06 2017-09-06 Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2661489C1 true RU2661489C1 (ru) 2018-07-17

Family

ID=62917219

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017131352A RU2661489C1 (ru) 2017-09-06 2017-09-06 Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2661489C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2687828C1 (ru) * 2018-07-30 2019-05-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Способ оценки состояния призабойной зоны пласта
RU2717847C1 (ru) * 2019-11-26 2020-03-26 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" Способ разработки нефтяной залежи
RU2740597C1 (ru) * 2020-07-20 2021-01-15 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Способ прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5838634A (en) * 1996-04-04 1998-11-17 Exxon Production Research Company Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints
RU2245442C1 (ru) * 2003-10-02 2005-01-27 Закиров Сумбат Набиевич Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины
RU2253886C1 (ru) * 2004-07-30 2005-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве
US20100138196A1 (en) * 2008-12-03 2010-06-03 Chevron U.S.A. Inc. System and method for predicting fluid flow characteristics within fractured subsurface reservoirs
EA022531B1 (ru) * 2009-05-07 2016-01-29 Пгс Геофизикал Ас Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5838634A (en) * 1996-04-04 1998-11-17 Exxon Production Research Company Method of generating 3-D geologic models incorporating geologic and geophysical constraints
RU2245442C1 (ru) * 2003-10-02 2005-01-27 Закиров Сумбат Набиевич Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины
RU2253886C1 (ru) * 2004-07-30 2005-06-10 Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговый центр" Способ геофизической разведки для определения нефтепродуктивности трещинных карбонатных коллекторов в трехмерном межскважинном пространстве
US20100138196A1 (en) * 2008-12-03 2010-06-03 Chevron U.S.A. Inc. System and method for predicting fluid flow characteristics within fractured subsurface reservoirs
EA022531B1 (ru) * 2009-05-07 2016-01-29 Пгс Геофизикал Ас Способ определения сейсмического атрибута по сейсмическим сигналам

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2687828C1 (ru) * 2018-07-30 2019-05-16 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Способ оценки состояния призабойной зоны пласта
RU2717847C1 (ru) * 2019-11-26 2020-03-26 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" Способ разработки нефтяной залежи
RU2740597C1 (ru) * 2020-07-20 2021-01-15 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" Способ прогнозирования изменения дебита добывающих скважин при распространении упругих колебаний в призабойной зоне пласта

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Chaudhry Oil well testing handbook
US10534871B2 (en) Method and systems for reservoir modeling, evaluation and simulation
US8200465B2 (en) Heterogeneous earth models for a reservoir field
RU2661489C1 (ru) Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов
CN105182424A (zh) 一种基于斑块饱和模型定量预测储层孔隙度的方法和装置
US20190293835A1 (en) Modeling of Oil and Gas Fields for Appraisal and Early Development
RU2601733C2 (ru) Способ построения геолого-гидродинамических моделей двойной среды залежей баженовской свиты
CN109441422A (zh) 一种页岩气井间距优化开采方法
Lideng et al. Key technologies for seismic reservoir characterization of high water-cut oilfields
Suarez et al. Fracturing-to-Production Simulation Approach for Completion Optimization in the Vaca Muerta Shale
Alpak et al. Shale-drape modeling for the geologically consistent simulation of clastic reservoirs
Lomask et al. A seismic to simulation unconventional workflow using automated fault-detection attributes
Peza et al. 3-D Integrated Workflow for Understanding the Fracture Interference and Its Impact into the Gas Production of the Woodford Shale
CN109541685B (zh) 一种河道砂体识别方法
Cui et al. Integrated Workflow of Geological Modelling, Hydraulic Fracturing and Reservoir Simulation for the Evaluation and Forecast of Unconventional Tight Oil Reservoirs
Lubnin et al. System approach to planning the development of multilayer offshore fields
Shojaei et al. Optimizing unconventional field development through an integrated reservoir characterization and simulation approach
Miranda et al. A Study of Dynamic and Static Factors That are Critical to Multi-Well Reservoir Simulation of Liquid Rich Shale Plays
Pratama et al. An alternative approach for dynamic modeling in a complexly structured and heterogeneous carbonate gas reservoir: a field case study
Ganpule et al. Impact of Stimulation Net to Gross Ratio on Hydraulic Fracture Deliverability in Unconventional Resources
CN112505754B (zh) 基于高精度层序格架模型的井震协同划分沉积微相的方法
Ding et al. A novel neural network for seismic anisotropy and fracture porosity measurements in carbonate reservoirs
KR20200027264A (ko) 셰일가스 스윗 스팟 도출 방법
Li et al. A Method for Quantifying Reservoir Connectivity Combining Reservoir Simulation and Production Data
Budding et al. Probabilistic modelling of discontinuous reservoirs