RU2715490C1 - Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping - Google Patents
Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715490C1 RU2715490C1 RU2019124583A RU2019124583A RU2715490C1 RU 2715490 C1 RU2715490 C1 RU 2715490C1 RU 2019124583 A RU2019124583 A RU 2019124583A RU 2019124583 A RU2019124583 A RU 2019124583A RU 2715490 C1 RU2715490 C1 RU 2715490C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rpl
- well
- model
- class
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B49/00—Testing 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
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geometry (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований, а именно к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации, разрабатываемых в турнейско-фаменской залежи.The invention relates to the field of geophysical surveys, and in particular to methods for determining the current reservoir pressure without stopping wells for exploration during their operation, developed in the Tournaisian-Famennian deposits.
Пластовое давление является одним из важнейших показателей, характеризующих энергетическое состояние залежи в процессе ее разработки. Поэтому контроль за его величиной представляется важнейшей задачей эффективного мониторинга разработки нефтяных месторождений и является актуальным.Reservoir pressure is one of the most important indicators characterizing the energy state of a reservoir during its development. Therefore, control over its size seems to be the most important task of effective monitoring of oil field development and is relevant.
Наиболее достоверным способом определения пластового давления следует считать проведение в скважине гидродинамических исследований (Патенты РФ №870668, 785472, 2569522, 2465454, 2239700, 2473803, 2167289, 2370635) В этом случае в качестве пластового давления принимают величину давления на забое скважины, стабилизировавшееся на некоторой отметке, спустя определенное время после ее остановки. Данный способ является основным в практике нефтепромыслового дела, его применение с целью контроля за энергетическим состоянием залежи в зонах дренирования скважин предписывается руководящими документами.The most reliable way to determine the reservoir pressure should be considered as conducting hydrodynamic studies in the well (RF Patents No. 870668, 785472, 2569522, 2465454, 2239700, 2473803, 2167289, 2370635) In this case, the pressure at the bottom of the well, stabilized at some mark, after a certain time after it stops. This method is the main one in the practice of oilfield business; its application with the aim of monitoring the energy state of the reservoir in the zones of well drainage is prescribed by the guidelines.
Основным недостатком данного способа является необходимость остановки скважины, в ряде случаев на весьма продолжительное время. Кроме этого, представляется достаточно сложным выполнять сравнения пластовых давлений между собой, в виду разновременности проведения исследований, поскольку одновременно остановить весь фонд для замера пластового давления в условиях промысла невозможно.The main disadvantage of this method is the need to stop the well, in some cases for a very long time. In addition, it seems quite difficult to compare reservoir pressures with each other, in view of the differences in the timing of studies, since it is impossible to simultaneously stop the entire fund for measuring reservoir pressure in the field.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов эксплуатирующейся скважине без ее остановки (Патент РФ №2107161), включающий определение величины накопленной добычи жидкости Vн.ж, накопленной величины вытесняющего агента, закачанного в скважину Vзак, и накопленной величины вытесняющего агента Vв, отобранного из добывающей скважины, за время эксплуатации скважины, а пластовое давление рассчитывают по формуле:Closest to the proposed invention is a Method for determining the reservoir pressure of oil-saturated formations of an operating well without stopping it (RF Patent No. 2107161), including determining the amount of accumulated fluid production V n Well , the accumulated value of the displacing agent pumped into the well V Zak , and the accumulated value of the displacing agent V c taken from the production well during the life of the well, and the reservoir pressure is calculated by the formula:
Рпл.=[ln(Vзап-Vн.ж+Vзак.ср.(Vв/Vн.ж))/lnVзап]⋅Р0,R square = [ln (V n -V Rec. zak.sr w + V. (V in / V n. g)) / lnV zap] ⋅R 0
где Vзап - объем балансового запаса нефти, определяемого какwhere V app - the volume of the balance of oil, defined as
Vзап=Vзап.ср(hэф/hср.), м3;V zap = V zapr.r (h eff / h cf. ), m 3 ;
Vзап.ср - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, м3;V zap.sr - the volume of the average oil reserve per well, m 3 ;
hэф. - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины, м;h eff - effective thickness of the reservoir in the selection zone of the investigated well, m;
hcp. - средняя эффективная толщина пласта, м;h cp. - average effective formation thickness, m;
Р0 - пластовое давление в залежи до начала разработки, МПа.P 0 - reservoir pressure in the reservoir before the start of development, MPa.
Недостатком известного способа является необходимость использования при его реализации параметров:The disadvantage of this method is the need to use during its implementation of the parameters:
- объем балансового запаса нефти, приходящихся на одну скважину, для расчета которого требуется знание точных размеров эффективных толщин пласта. Отсутствие же уточнения какую толщину следует брать в качестве эффективной нефтенасыщенной (полную или перфорированную), может привести к искажению результатов, а значит и к снижению точности.- the volume of the balance of oil reserves per well, for the calculation of which requires knowledge of the exact dimensions of the effective thickness of the reservoir. The absence of a clarification of what thickness should be taken as an effective oil-saturated (full or perforated), can lead to a distortion of the results, and therefore to a decrease in accuracy.
- объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину (расчетная величина). Расчет данного параметра осуществляется, как правило, по формуле объемного метода подсчета запасов, и для ее использования применительно к одной скважине (а не к залежи в целом) необходимо знать площадь зоны дренирования. На практике зону дренирования чаще схематизируют в виде окружности с радиусом, равным половине сетки скважин. Что является некорректным и ведет к снижению точности результатов.- the volume of the average oil reserve per well (estimated value). Calculation of this parameter is carried out, as a rule, by the formula of the volumetric method of calculating reserves, and for its use in relation to one well (and not to the reservoir as a whole), it is necessary to know the area of the drainage zone. In practice, the drainage zone is often schematized in the form of a circle with a radius equal to half the grid of wells. Which is incorrect and leads to a decrease in the accuracy of the results.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки, за счет использования совокупности новых объективных информационных показателей, увеличения их числа и заявленной взаимосвязи между ними.The technical result achieved by the present invention is to increase the accuracy of determining the current reservoir pressure at an operating well without stopping it by using a combination of new objective information indicators, increasing their number and the claimed relationship between them.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки, заключающийся в определении параметров нефтенасыщенных пластов, в том числе и накопленной добычи воды (Qвн), при этом для каждой эксплуатирующейся скважины определяют начальное пластовое давление (Рплн) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальная проницаемость коллектора (Kпронн) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн), далее по значениям РплН и Т строят модель пластового давления скважины, по которой устанавливают скважинное пластовое давление РплТ-М этой построенной модели скважины по следующей зависимости:The specified technical result is achieved by the proposed method for determining the current reservoir pressure in an operating well of the Tournaisian-Famennian reservoir without stopping it, which consists in determining the parameters of oil-saturated reservoirs, including the accumulated water production (Qв н ), and for each operating well, the initial reservoir pressure is determined (RPL n) in the well zone selection, operation time (T) after entry of drilling, the bottomhole pressure (Rzab), skin factor (S), gas-oil ratio (GOR), the initial ronitsaemost collector (Kpron n) in the selection zone of the well, the oil flow rate (Qo), followed by RPL values H and T are building a model reservoir well pressure, which is set by the downhole formation pressure RPL T M of the well model constructed by the following relationship:
РплТ-М=9,437-0,2312⋅РплН-0,0032⋅Т+0,0398⋅(РплН)2-0,0003⋅(РплН⋅Т)+0,00000017654⋅(Т)2, МПаRpl T-M = 9.437-0.2312 ⋅ Rpl H -0.0032 ⋅ T + 0.0398 ⋅ (Rpl H ) 2 -0.0003⋅ (Rpl H ⋅ T) + 0.00000017654 ⋅ (T) 2 , MPa
гдеWhere
Рплн - начальное пластовое давление в зоне отбора этой скважины, МПаRPL n - initial reservoir pressure in the selection zone of this well, MPa
Т - продолжительность эксплуатации после ввода из бурения, сутT - the duration of operation after entering from drilling, days
Qвн- - накопленная добыча воды, тQв н - - cumulative water production, t
Рзаб - забойное давление, МПаRzab - bottomhole pressure, MPa
S - скин-факторS - skin factor
Гф - газовый факторGf - gas factor
Kпронн - начальная проницаемость коллектора в зоне отбора данной скважины, мДарсиKpron n - initial reservoir permeability in the selection zone of this well, mDarsi
Qн - дебит нефти, т/сутQн - oil flow rate, t / day
затем используя ранее установленные показатели Рплн, Т, Qвн, Рзаб, S, Гф, Кпронн и Qн методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z указанной модели скважины по формуле:then using the previously established indicators Rpl n , T, Qв н , Рзаб, S, Гф, Кпрон н and Qн the method of discriminant analysis calculates the value of the discriminant function Z of the indicated model of the well by the formula:
Z=-0,00193⋅Т-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅РплН+0,00005⋅QвН-0,01666⋅Гф-4,09775Z = -0.00193⋅T-0.00844⋅Qn + 0.1159⋅Rab + 0.34079⋅Rpl N + 0.00005⋅Qv N -0.01666⋅Гф-4.09775
по указанной дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины, исходя из следующего:the specified discriminant function Z determine the class model of the well, based on the following:
- при Z>0 - модель скважины, относят к первому классу;- at Z> 0 - well model, refer to the first class;
- при Z<0 - модель скважины, ко второму классу;- at Z <0 - well model, to the second class;
в случае отнесения ранее построенной модели скважины к первому классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М1 по формуле:if the previously constructed well model is assigned to the first class, the reservoir pressure of the Rpl T-M1 well model is calculated according to the formula:
РплТ-М1=0,721+0,961084⋅РплН -0,005339⋅T+0,000078⋅QвН, а в случае отнесения модели скважины ко второму классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины РплТ-М2 по следующей формуле:Rpl T-M1 = 0.721 + 0.961084 ⋅ Rpl N -0.005339 ⋅ T + 0.000078 ⋅ Qv N , and in the case of assigning the well model to the second class, the reservoir pressure of the Rpl T-M2 well model is calculated by the following formula:
РплТ-М2=2,903+0,452763⋅Рзаб+0,434338⋅РплН+0,151458⋅S-0,027958⋅Гф+0,002506⋅KпронН,Rpl T-M2 = 2.903 + 0.452763 за Razab + 0.434338 п Rpl N + 0.151458 ⋅ S-0.027958 ф Gf + 0.002506 ⋅ Kpron N ,
где: РплТ-М1 - пластовое давление модели, отнесенной к первому классу, МПа; РплТ-М2 - пластовое давление модели, отнесенной ко второму классу, МПа;where: Rpl T-M1 - reservoir pressure of the model assigned to the first class, MPa; Rpl T-M2 - reservoir pressure of the model assigned to the second class, MPa;
после чего, используя ранее полученные значения РплТ-М и РплТ-М1 или РплТ-М2 производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по формуле:then, using the previously obtained values of Rpl T-M and Rpl T-M1 or Rpl T-M2 calculate the current reservoir pressure of the operating well according to the formula:
РплТ-ММ=0,214-0,3742⋅РплТ-М+1,3476⋅(РплТ-М1 или РплТ-М2)+0,0093⋅(РплТ-М)2+0,0077⋅(РплТ-М)⋅(РплТ-М1 или РплТ-М2)-0,0162⋅(РплТ-М1 или РплТ-М2)2;Rpl T-MM = 0.214-0.3742⋅ Rpl T-M + 1.3476 ⋅ (Rpl T-M1 or Rpl T-M2 ) + 0.0093⋅ (Rpl T-M ) 2 + 0.0077⋅ (Rpl T-M ) ⋅ (Rpl T-M1 or Rpl T-M2 ) -0.0162⋅ (Rpl T-M1 or Rpl T-M2 ) 2 ;
где: РплТ-ММ - текущее пластовое давление скважины, МПа;where: Rpl T-MM - the current reservoir pressure of the well, MPa;
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.The technical result is achieved due to the following.
В настоящее время широкое распространение получили способы определения текущего пластового давления, связанные с остановкой скважины, для проведения гидродинамических исследований. Поэтому актуальность приобретают методы определения текущего пластового давления без остановки скважины, основанные на его вычислении с использованием уравнений (моделей), разработанных при математической обработке накопленного опыта исследований с непосредственным измерением пластового давления.Currently, methods for determining the current reservoir pressure associated with shutting down a well for conducting hydrodynamic studies are widely used. Therefore, methods for determining the current reservoir pressure without stopping the well, based on its calculation using equations (models) developed in the mathematical processing of accumulated research experience with direct measurement of reservoir pressure, are becoming relevant.
Благодаря расширению количества используемых в предлагаемом способе информационных показателей (причем эти показатели являются стандартными при разработке месторождения), построению моделей, а также отнесению их к определенному классу посредством дискриминантного анализа, появляется возможность достоверно и точно определить текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины без ее остановки.Due to the expansion of the number of information indicators used in the proposed method (these indicators being standard when developing a field), the construction of models, and their assignment to a certain class through discriminant analysis, it becomes possible to reliably and accurately determine the current reservoir pressure of an operating well without stopping it.
За счет того, что экспериментальным путем были получены определенные зависимости для математического расчета текущего пластового давления для моделей первого и отдельно для моделей второго класса, обеспечивается дополнительная информационная связь указанных выше параметров нефтенасыщенных пластов между собой, что делает предлагаемый способ достоверным и точным.Due to the fact that experimentally certain dependencies were obtained for the mathematical calculation of the current reservoir pressure for the models of the first and separately for the models of the second class, additional informational connection of the above parameters of oil-saturated formations with each other is provided, which makes the proposed method reliable and accurate.
Основанием для использования математических моделей для определения текущего пластового давления послужило наличие значительного накопленного опыта высококачественных гидродинамических и промысловых исследований скважин на ряде месторождений.The basis for using mathematical models to determine the current reservoir pressure was the significant accumulated experience of high-quality hydrodynamic and field studies of wells in a number of fields.
В результате анализа установлено, что текущее пластовое давление имеет значимые корреляционные связи с рядом геолого-физических характеристик и некоторых показателей эксплуатации исследованных скважин. Это позволяет построить многомерные математические модели, с помощью которых можно будет определять пластовое давление без остановки скважин.As a result of the analysis, it was established that the current reservoir pressure has significant correlation with a number of geological and physical characteristics and some performance indicators of the studied wells. This allows you to build multidimensional mathematical models with which you can determine the reservoir pressure without stopping the wells.
В ходе исследования значений текущего пластового давления установлено, что для рассматриваемого объекта разработки основное влияние на величину текущего пластового давления оказывают такие параметры, как начальное пластовое давление (РплН) в зоне отбора и продолжительность эксплуатации (Т) скважины. Неожиданно было установлено, что по значениям РплН и Т может быть построена модель, по которой можно определить скважинное пластовое давление (РплТ-М)) модели.In the course of the study of the values of the current reservoir pressure, it was found that for the considered development object, the main influence on the magnitude of the current reservoir pressure is exerted by such parameters as the initial reservoir pressure (Rpl H ) in the selection zone and the duration of the well operation (T). Unexpectedly, it was found that the values of Rpl H and T can be built model, which can determine the borehole formation pressure (Rpl T-M) ) model.
Отнесение модели посредством дискриминантной функции Z к определенному классу позволит снизить стандартную ошибку в определении значений скважинного пластового давления модели.Assigning the model by means of the discriminant function Z to a certain class will reduce the standard error in determining the values of the borehole formation pressure of the model.
Для повышения точности определения значений текущего пластового давления строится многомерная модель, учитывающая полученные ранее значения пластового давления.To increase the accuracy of determining the values of the current reservoir pressure, a multidimensional model is constructed taking into account previously obtained reservoir pressure values.
Достоверность расчетов подтверждалось показателями: коэффициентом R - множественный коэффициент корреляции, и параметром р - достигаемый уровень статистической значимости. Эти показатели демонстрируют точность расчетов. Чем ближе коэффициент R к единице, тем выше достоверность расчетов. Параметр р также представляет собой статистическую характеристику достоверности. Так, в инженерных расчетах принята считать, что если р<0,05, то модель позволяет осуществлять достоверные расчеты. Эти параметры характеризуют достоверность множественных расчетов, то есть определяются для выборки.The reliability of the calculations was confirmed by indicators: coefficient R is the multiple correlation coefficient, and parameter p is the achieved level of statistical significance. These indicators demonstrate the accuracy of the calculations. The closer the coefficient R is to unity, the higher the reliability of the calculations. The parameter p also represents a statistical characteristic of confidence. So, it is generally accepted in engineering calculations that if p <0.05, then the model allows reliable calculations. These parameters characterize the reliability of multiple calculations, that is, are determined for the sample.
При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).When implementing the proposed method, the following operations were performed in the following sequence (for clarity, the operations of the method are combined with an example of a specific implementation).
Данный способ апробирован на турнейско-фаменском объекте разработки месторождения им. Сухарева скважинах №114 и №4, пласт Т-Фм.This method was tested at the Tournaisian-Famennian field development facility named after Sukharev wells No. 114 and No. 4, reservoir T-fm.
Пример 1. Скважина №114Example 1. Well No. 114
1. У указанной скважины определяются следующие показатели:1. At the indicated well, the following indicators are determined:
2. Строят модель, по которой устанавливают скважинное пластовое давление модели скважины Рпл™ по следующей зависимости:2. Build a model by which the borehole formation pressure of the Rpl ™ model of the well is established according to the following relationship:
РплТ-М=9,437-0,2312⋅РплН-0,0032⋅Т+0,0398⋅(РплН)2-0,0003⋅(РплН⋅Т)+0,0000017654⋅(Т)2=9,437-0,2312⋅15,508-0,0032⋅820+0,0398⋅(15,508)2-0,0003⋅(15,508⋅820)+0,0000017654⋅(820)2=10,171 МПаRpl T-M = 9.437-0.2312 ⋅ Rpl H -0.0032 ⋅ T + 0.0398⋅ (Rpl H ) 2 -0.0003⋅ (Rpl H ⋅ T) + 0.0000017654 ⋅ (T) 2 = 9.437-0.2312⋅15.508-0.0032⋅820 + 0.0398⋅ (15,508) 2 -0,0003⋅ (15,508⋅820) + 0,0000017654⋅ (820) 2 = 10,171 MPa
3. Затем рассчитывают значение линейной дискриминантной функции Z (Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.) модели скважины.3. Then calculate the value of the linear discriminant function Z (Davis J. Statistics and analysis of geological data. M: Mir, 1977 - 353 p.) Model wells.
Z=-0,00193⋅T-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅РплН+0,00005⋅QвН-0,01666⋅Гф-4,09775=-0,00193⋅820-0,00844⋅47,6+0,1159⋅5,8+0,34079⋅15,508+0,00005⋅1197-0,01666⋅92,2-4,09775=-1,601Z = -0.00193⋅T-0.00844⋅Qn + 0.1159⋅Sup + 0.34079⋅Ppl H + 0.00005⋅Q in H -0.01666⋅Gf-4.09775 = -0.00193⋅ 820-0.00844⋅47.6 + 0.1159⋅5.8 + 0.34079⋅15.508 + 0.00005⋅1197-0.01666⋅92.2-4.09775 = -1.601
4. Так как величина Z имеет отрицательное значение, значит модель, относится ко второму классу моделей. Рассчитываем для этой модели второго класса пластовое давление по формуле:4. Since the value Z has a negative value, it means the model belongs to the second class of models. We calculate reservoir pressure for this second-class model by the formula:
РплТ-М2=2,903+0,452763⋅Рзаб+0,434338⋅РплН+0,151458⋅S-0,027958⋅Гф+0,002506⋅КпронН=2,903+0,452763⋅5,8+0,434338⋅15,508+0,151458⋅(-5,6)-0,027958⋅92.2+0,002506⋅34,2=8,924 МПаRpl T-M2 = 2.903 + 0.452763 за Rzab + 0.434338 п Rpl H + 0.151458 ⋅ S-0.027958 ф Gf + 0.002506 п Slot H = 2.903 + 0.452763 ⋅ 5.8 + 0 , 434338⋅15.508 + 0.151458⋅ (-5.6) -0.027958⋅92.2 + 0.002506⋅34.2 = 8.924 MPa
5. Определяем текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины по зависимости:5. We determine the current reservoir pressure of the operating well according to:
РплТ-ММ=0,214-0,3742⋅РплТ-М+1,3476⋅РплТ-М2+0,0093⋅(РплТ-М)2+0,0077⋅РплТ-М⋅РплТ-М2⋅0,0162⋅(РплТ-М2)2=0,214-0,3742⋅10,171+1,3476⋅8,924+0,0093⋅(10,171)2+0,0077⋅10,171⋅8,924-0,0162⋅(8,924)2=8,805 МПа.Rpl T-MM = 0.214-0.3742 Rpl T-M + 1.3476 Rpl T-M2 + 0.0093 ⋅ Rpl T-M 2 + 0.0077 Rpl T-M Rpl T-M2 ,010.0162⋅ (Rpl T-M2 ) 2 = 0.214-0.3742⋅10.171 + 1.3476⋅8.924 + 0.0093⋅ (10.171) 2 + 0.0077⋅10.171⋅8.924-0.0162⋅ (8.924 ) 2 = 8.805 MPa.
В качестве подтверждения результата в эту же дату на скважине было проведено гидродинамическое исследование, обработка материалов которого позволила получить величину пластового давления (факт), равную 8,437 МПа. Таким образом, погрешность определения пластового давления в данном случае составила всего 0,368 МПа, что доказывает высокую точность предлагаемого способа.As a confirmation of the result, on the same date, a hydrodynamic study was conducted at the well, the processing of materials of which made it possible to obtain a reservoir pressure value (fact) equal to 8.437 MPa. Thus, the error in determining the reservoir pressure in this case was only 0.368 MPa, which proves the high accuracy of the proposed method.
Пример 2. Скважина №4Example 2. Well No. 4
1. У указанной скважины определяются следующие показатели:1. At the indicated well, the following indicators are determined:
2. Строят модель, по которой устанавливают скважинное пластовое давление модели скважины РплТ-М по следующей зависимости:2. A model is built according to which the borehole formation pressure of the Rpl TM model of the well is established according to the following relationship:
РплТ-М=9,437-0,2312⋅РплН-0,0032⋅Т+0,0398⋅(РплН)2-0,0003⋅(РплН⋅Т)+0,0000017654⋅(Т)2=9,437-0,2312⋅19,464-0,0032⋅848+0,0398⋅(19,464)2-0,0003⋅(19,464⋅848)+0,0000017654⋅(848)2=13,619 МПаRpl T-M = 9.437-0.2312 ⋅ Rpl H -0.0032 ⋅ T + 0.0398⋅ (Rpl H ) 2 -0.0003⋅ (Rpl H ⋅ T) + 0.0000017654 ⋅ (T) 2 = 9.437-0.2312⋅19.464-0.0032⋅848 + 0.0398⋅ (19.464) 2 -0.0003⋅ (19.464⋅848) + 0.0000017654⋅ (848) 2 = 13.619 MPa
3. Затем рассчитывают значение линейной дискриминантной функции Z (Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 -353 с.) модели скважины.3. Then calculate the value of the linear discriminant function Z (Davis J. Statistics and analysis of geological data. M: Mir, 1977 -353 S.) model of the well.
Z=-0,00193⋅T-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅РплН+0,00005⋅QвН-0,01666⋅Гф-4,09775=-0,00193⋅848-0,00844⋅43,1+0,1159⋅11,8+0,34079⋅19,464+0,00005⋅13101,7-0,01666⋅89,7-4,09775=1,063Z = -0.00193⋅T-0.00844⋅Qn + 0.1159⋅Sup + 0.34079⋅Ppl H + 0.00005⋅Q in H -0.01666⋅Gf-4.09775 = -0.00193⋅ 848-0.00844⋅43.1 + 0.1159⋅11.8 + 0.34079⋅19.464 + 0.00005⋅13101.7-0.01666⋅89.7-4.09775 = 1.063
4. Так как величина Z имеет положительное значение, значит, относится к первому классу моделей. Рассчитываем для этой модели первого класса пластовое давление по формуле:4. Since the value Z has a positive value, it means that it belongs to the first class of models. We calculate reservoir pressure for this first-class model by the formula:
РплТ-М1=0,721+0.961084⋅РплH-0,005339⋅T+0,000078⋅QвН=0,721+0.961084⋅19,464-0,005339⋅848+0,000078⋅13101,7=15,922 МПаRpl T-M1 = 0.721 + 0.961084 п Rpl H -0.005339 ⋅ T + 0.000078 ⋅ Qw N = 0.721 + 0.961084 ,4 19.464-0.005339 48 848 + 0.000078 ⋅ 131 101.7 = 15.922 MPa
5. Определяем текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины по зависимости:5. We determine the current reservoir pressure of the operating well according to:
РплТ-ММ=0,214-0,3742⋅РплТ-М+1,3476⋅РплТ-М1+0,0093⋅(РплТ-М)2+0,0077⋅РплТ-М⋅РплТ-М1-0,0162⋅(РплТ-М1)2=0,214-0,3742⋅13,619+1,3476⋅15,922+0,0093⋅(13,619)2+0,0077⋅13,619⋅15,922-0,0162⋅(15,922)2=15,862 МПа.Rpl T-MM = 0.214-0.3742 Rpl T-M + 1.3476 Rpl T-M1 + 0.0093 ⋅ Rpl T-M 2 + 0.0077 Rpl T-M Rpl T-M1 -0.0162⋅ (Rpl T-M1 ) 2 = 0.214-0.3742⋅13.619 + 1.3476⋅15.922 + 0.0093⋅ (13.619) 2 + 0.0077⋅13.619⋅15.922-0.0162⋅ (15.922 ) 2 = 15.862 MPa.
В качестве подтверждения результата в эту же дату на скважине было проведено гидродинамическое исследование, обработка материалов которого позволила получить величину пластового давления (факт), равную 15,529 МПа. Таким образом, погрешность определения пластового давления в данном случае составила всего 0,333 МПа, что доказывает высокую точность предлагаемого способа.As a confirmation of the result, on the same date, a hydrodynamic study was conducted at the well, the processing of materials of which made it possible to obtain a reservoir pressure value (fact) equal to 15.529 MPa. Thus, the error in determining reservoir pressure in this case was only 0.333 MPa, which proves the high accuracy of the proposed method.
Проиллюстрировать достоверность расчетов можно рисунком. На Рис. 1 представлено корреляционное поле между фактическим текущим пластовым давлением скважины и рассчитанным предлагаемым способом. В идеале, при 100% точности расчетов (погрешность равна нулю), это график должен иметь вид прямой, выходящей из начала координат под углом 45°. В нашем случае соотношение весьма тесное, что указывает на высокую достоверность результатов.The reliability of the calculations can be illustrated by the figure. In Fig. 1 shows the correlation field between the actual current reservoir pressure of the well and the calculated proposed method. Ideally, at 100% accuracy of the calculations (the error is zero), this graph should have the form of a straight line coming out of the origin at an angle of 45 °. In our case, the ratio is very close, which indicates a high reliability of the results.
Предлагаемый способ позволяет с высокой достоверностью определить значение текущего пластового давления по данным стандартных исследований скважины.The proposed method allows with high reliability to determine the value of the current reservoir pressure according to standard well surveys.
Таким образом, для условий турнейско-фаменской залежи разработан способ, который позволяет определить текущее пластовое давление, основанный на применении многомерных математических моделей, обобщающих накопленный опыт промысловых и гидродинамических исследований. Его применение позволяет прогнозировать величину пластового давления в зонах отбора без остановки скважины на исследование, погрешность прогноза в среднем по залежи составляет не более 0,74 МПа.Thus, for the conditions of the Tournaisian-Famennian reservoir, a method has been developed that allows determining the current reservoir pressure based on the use of multidimensional mathematical models that generalize the accumulated experience of field and hydrodynamic studies. Its application allows predicting the value of reservoir pressure in the production zones without stopping the well for research, the forecast error on average in the reservoir is not more than 0.74 MPa.
Claims (28)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124583A RU2715490C1 (en) | 2019-07-30 | 2019-07-30 | Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019124583A RU2715490C1 (en) | 2019-07-30 | 2019-07-30 | Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2715490C1 true RU2715490C1 (en) | 2020-02-28 |
Family
ID=69768179
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019124583A RU2715490C1 (en) | 2019-07-30 | 2019-07-30 | Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2715490C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0217684A1 (en) * | 1985-07-23 | 1987-04-08 | Flopetrol Services, Inc. | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations |
| RU2107161C1 (en) * | 1996-07-29 | 1998-03-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью Нефтяная инновационная компания "Петрос" | Method for determining bed pressure in oil-saturated beds |
| RU2229592C1 (en) * | 2002-09-23 | 2004-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining layer pressure |
| US10480315B2 (en) * | 2015-02-06 | 2019-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures |
-
2019
- 2019-07-30 RU RU2019124583A patent/RU2715490C1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP0217684A1 (en) * | 1985-07-23 | 1987-04-08 | Flopetrol Services, Inc. | Process for measuring flow and determining the parameters of multilayer hydrocarbon-producing formations |
| RU2107161C1 (en) * | 1996-07-29 | 1998-03-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью Нефтяная инновационная компания "Петрос" | Method for determining bed pressure in oil-saturated beds |
| RU2229592C1 (en) * | 2002-09-23 | 2004-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determining layer pressure |
| US10480315B2 (en) * | 2015-02-06 | 2019-11-19 | Schlumberger Technology Corporation | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2771648C1 (en) * | 2021-06-21 | 2022-05-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Method for predicting the spatial orientation of hydraulic fracturing cracks |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8473268B2 (en) | Method for comparing and back allocating production | |
| US10480315B2 (en) | Average/initial reservoir pressure and wellbore efficiency analysis from rates and downhole pressures | |
| AU2013201757B2 (en) | Wellbore real-time monitoring and analysis of fracture contribution | |
| Ponomareva et al. | Operational method for determining bottom hole pressure in mechanized oil producing wells, based on the application of multivariate regression analysis | |
| WO2014074474A2 (en) | Predicting performance of gas condensate reservoirs | |
| CN106295095A (en) | New method based on Conventional Logs prediction low permeability sandstone reservoir production capacity | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| RU2385413C1 (en) | Method of evaluating current gas saturation in bottomhole zone of well in deposit of volatile oil | |
| Cheng et al. | Productivity prediction from well logs in variable grain size reservoirs cretaceous Qishn formation, republic of Yemen | |
| Galkin et al. | Prediction of reservoir pressure and study of its behavior in the development of oil fields based on the construction of multilevel multidimensional probabilistic-statistical models | |
| RU2715490C1 (en) | Method for determining current formation pressure in an operating well of a tournaisian-famennian deposit without its stopping | |
| Cao et al. | Dynamic Scaling Prediction Model and Application in Near-Wellbore Formation of Ultradeep Natural Gas Reservoirs | |
| RU2474687C1 (en) | Method for determining profile of fluid influx of multiformation deposits | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| CN110410044B (en) | Block oil yield calculation method under gas drive CO2 and N2 development mode | |
| RU2593287C1 (en) | Method of step-by-step adjustment of gas production | |
| RU2768341C1 (en) | Well production rate prediction method taking into account anisotropy of permeability of carbonate rocks | |
| RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
| RU2682830C1 (en) | Method of control of development of deposits with the estimation of development of viscous plastic oil reserves at the stage of watering of the plate | |
| RU2679773C1 (en) | Method of accounting of gas flows on man-made fluid-conducting channels between two gas-condensate formations | |
| CN116307280B (en) | Quantitative evaluation method for sulfur blockage damage of reservoir of acid gas reservoir | |
| RU2504652C1 (en) | Method of analysing productivity of inclined well that exposed productive bed | |
| Lupu et al. | Analyzing and forecasting the performance of water drive gas reservoirs | |
| CN111734382B (en) | Method for explaining multiple parameters by testing fracturing through stepped displacement reduction | |
| RU2669980C1 (en) | Method for determining hydrodynamic parameters of productive formation |