RU2768341C1 - Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород - Google Patents
Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород Download PDFInfo
- Publication number
- RU2768341C1 RU2768341C1 RU2021114912A RU2021114912A RU2768341C1 RU 2768341 C1 RU2768341 C1 RU 2768341C1 RU 2021114912 A RU2021114912 A RU 2021114912A RU 2021114912 A RU2021114912 A RU 2021114912A RU 2768341 C1 RU2768341 C1 RU 2768341C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flow rate
- permeability
- class
- comp
- fluid flow
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенных карбонатных нефтяных залежей, характеризующихся анизотропией проницаемости горных пород. Предлагаемый способ определения дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости горных пород включает определение обводненности продукции (W); газовый фактор (Гф); толщину пласта (h); глубину вскрытого интервала (Нвск); коэффициент пористости (kпор); затрубное давление (Рзатр); пластовое давление (Рпл); забойное давление (Рзаб); скин-фактор (S); вязкость нефти (μ); значение горизонтальной (kгор) и вертикальной (kверт) проницаемостей. Используя данные показатели без учета значений параметра Ркомп, рассчитывают дебит скважины :
В случае использования в качестве классификатора значения Ркомп, которое рассчитывают по следующей формуле:, где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверх; П - их произведение, класс модели дебита жидкости определяют: Ркомп>0,5 - модель дебита жидкости относят к первому классу, при Ркомп<0,5 - модель дебита жидкости относят ко второму классу, в соответствии с которыми рассчитывают дебит жидкости. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности определения дебита скважин, которые эксплуатируют сложнопостроенные карбонатные коллектора, характеризующиеся анизотропией проницаемости горных пород. 1 табл., 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке сложнопостроенных карбонатных нефтяных залежей, характеризующихся анизотропией проницаемости горных пород.
Поиск по патентным и научно-техническим источникам информации позволил установить, что аналоги способа определения дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород не обнаружены.
Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности определения дебита скважин, которые эксплуатируют сложнопостроенные карбонатные коллектора, характеризующиеся анизотропией проницаемости горных пород.
Указанный технический результат достигается с помощью предлагаемого способа прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости горных пород, заключающегося в том, что, используя данные гидродинамических исследований: обводненности продукции (W); газовый фактор (Гф); толщина пласта (h); глубина вскрытого интервала (Нвск); коэффициент пористости (kпор); затрубное давление (Рзатр); пластовое давление (Рпл); забойное давление (Рзаб); скин-фактор (S); вязкость нефти (μ); значение горизонтальной (kгор) и вертикальной (kверт) проницаемостей, рассчитывают дебит скважины по формуле:
где kгор - горизонтальная проницаемость, мкм2;
kверт - вертикальная проницаемость, мкм2;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рзатр - затрубное давление, МПа;
kпор - коэффициент пористости, д.ед.;
S - скин-фактор.
в случае использования в качестве классификатора значение Ркомп, который рассчитывают по следующей формуле:
где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверт,
П - их произведение,
определяют класс модели дебита жидкости,
при Ркомп>0,5 - модель дебита жидкости относят к первому классу;
при Ркомп<0,5 - модель дебита жидкости относят ко второму классу;
если построенная модель скважины относится к первому классу, рассчитывают дебит жидкости по формуле:
Авторами впервые на основе статистического анализа накопленного опыта проведения гидродинамических исследований скважин установлена зависимость, позволяющая спрогнозировать дебит скважины с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород.
Достоверность расчетов подтверждается 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. Эти параметры характеризуют достоверность множественных расчетов, то есть определяются для выборки.
Предлагаемый способ поясняется чертежами, представленными на фиг. 1-2
На фиг. 1 представлено корреляционное поле между фактическими и рассчитанными значениями дебитами жидкости без учета значений параметра Ркомп.
На фиг. 2 представлено корреляционное поле между фактическими и рассчитанными значениями дебитами жидкости с учетом значений параметра Рклмп.
При реализации предлагаемого способа выполняются следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).
Данный способ апробирован на фаменском объекте разработки одного из нефтяных месторождений.
1. Исходные данные для расчетов представлены в таблице.
3. В случае использования в качестве классификатора значение Ркомп, который рассчитывают по следующей формуле:
где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверт; П - их произведение,
определяют класс модели дебита жидкости.
Рассчитывают для этой модели второго класса дебит жидкости по формуле:
В качестве подтверждения результата в эту же дату на скважине был произведен замер дебита на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ), значение которого составляет 42,8 м3/сут. Таким образом, погрешность определения дебита составляет менее 1,5 м3/сут (3,2%), что доказывает высокую точность предлагаемого способа с использованием в качестве классификатор значение Ркомп и без него.
Проиллюстрировать достоверность расчетов можно рисунками. На фиг. 1 представлено корреляционное поле между фактическими и рассчитанными значениями дебитами жидкости. В идеале, при 100% точности расчетов (погрешность равна нулю), эти графики должны иметь вид прямой, выходящей из начала координат под углом 45°. В нашем случае соотношение весьма тесное, что указывает на высокую достоверность результатов.
Таким образом, для условий сложнопостроенных карбонатных коллекторов разработан способ, который позволяет точно и достоверно определить дебит жидкости скважин с учетом геологических особенностей строения пластов.
Claims (19)
- Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород, заключающийся в том, что, используя данные гидродинамических исследований скважин: обводненности продукции (W); газовый фактор (Гф); толщина пласта (h); глубина вскрытого интервала (Нвск); коэффициент пористости (kпор); затрубное давление (Рзатр); пластовое давление (Рпл); забойное давление (Рзаб); скин-фактор (S); вязкость нефти (μ); значение горизонтальной (kгор) и вертикальной (kверт) проницаемостей, рассчитывают дебит скважины по формуле:
- где kгор - горизонтальная проницаемость, мкм2;
- kверт - вертикальная проницаемость, мкм2;
- Рпл - пластовое давление, МПа;
- Рзатр - затрубное давление, МПа,
- кпор - коэффициент пористости, д.ед.;
- S - скин-фактор;
- в случае использования в качестве классификатора значения Ркомп, которое рассчитывают по следующей формуле:
- где Рин - индивидуальные вероятности P(h), Р(Нвск), Р(kпор) с учетом kгор и kверт,
- П - их произведение,
- определяют класс модели дебита жидкости:
- при Ркомп>0,5 - модель дебита жидкости относят к первому классу;
- при Ркомп<0,5 - модель дебита жидкости относят ко второму классу;
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021114912A RU2768341C1 (ru) | 2021-05-25 | 2021-05-25 | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021114912A RU2768341C1 (ru) | 2021-05-25 | 2021-05-25 | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2768341C1 true RU2768341C1 (ru) | 2022-03-23 |
Family
ID=80819284
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021114912A RU2768341C1 (ru) | 2021-05-25 | 2021-05-25 | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2768341C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4799157A (en) * | 1984-09-07 | 1989-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for uniquely estimating permeability and skin factor for at least two layers of a reservoir |
RU2125151C1 (ru) * | 1998-06-11 | 1999-01-20 | Вяхирев Рем Иванович | Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин |
RU2300632C1 (ru) * | 2005-12-06 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ оценки дебита горизонтальной скважины |
RU2374442C2 (ru) * | 2008-02-08 | 2009-11-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ определения анизотропии проницаемости пласта |
RU2375562C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа " ОАО "ТомскНИПИнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2581180C1 (ru) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
-
2021
- 2021-05-25 RU RU2021114912A patent/RU2768341C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4799157A (en) * | 1984-09-07 | 1989-01-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method for uniquely estimating permeability and skin factor for at least two layers of a reservoir |
RU2125151C1 (ru) * | 1998-06-11 | 1999-01-20 | Вяхирев Рем Иванович | Способ определения параметров газоносного пласта и дебита пробуренных в нем скважин |
RU2300632C1 (ru) * | 2005-12-06 | 2007-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ оценки дебита горизонтальной скважины |
RU2375562C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа " ОАО "ТомскНИПИнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2374442C2 (ru) * | 2008-02-08 | 2009-11-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ определения анизотропии проницаемости пласта |
RU2581180C1 (ru) * | 2015-07-15 | 2016-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина) | Способ определения дебита скважин, оборудованных насосными установками |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МЕНГАЛИЕВ А.Г. и др. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. Учет параметра анизотропии проницаемости в геолого-гидродинамических моделях карбонатных объектов (на примере Гагаринского месторождения), 2020. Т. 331. N 5. 7-17. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7849736B2 (en) | Method for calculating the ratio of relative permeabilities of formation fluids and wettability of a formation downhole, and a formation testing tool to implement the same | |
WO2014074474A2 (en) | Predicting performance of gas condensate reservoirs | |
CN104899411B (zh) | 一种储层产能预测模型建立方法和系统 | |
CN105931125B (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
CN110162851A (zh) | 一种电缆地层测试泵抽数值模拟及其过程的数值校正方法 | |
RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
CN110043254A (zh) | 一种基于电缆地层测试资料地层有效渗透率的获取方法 | |
Boah et al. | Decline curve analysis and production forecast studies for oil well performance prediction: a case study of reservoir X | |
CN107725044B (zh) | 基于阵列感应、侧向测井的砂岩含气储层产水率预测的方法 | |
Oudeman | Improved prediction of wet-gas-well performance | |
CN108571319B (zh) | 一种压差式气侵和置换式气侵判断方法及装置 | |
CN109630104A (zh) | 一种用化学示踪剂测试压裂裂缝体积的方法 | |
RU2577865C1 (ru) | Способ индикаторного исследования скважин и межскважинного пространства | |
RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
Masalmeh et al. | The importance of special core analysis in modelling remaining oil saturation in carbonate fields | |
RU2752802C1 (ru) | Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием | |
RU2632800C2 (ru) | Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине | |
RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
US10801321B2 (en) | Method for monitoring salinity within an underground formation | |
WO2009084973A1 (en) | Methods of forecasting and analysing gas-condensate flows into a well | |
RU2715490C1 (ru) | Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки | |
RU2807536C1 (ru) | Способ оценки изменения проницаемости призабойной зоны пласта | |
CN104781702B (zh) | 量化热液影响的方法 | |
RU2679773C1 (ru) | Способ учета перетоков газа по техногенным флюидопроводящим каналам между двумя газоконденсатными пластами | |
Chu et al. | Determination of original gas in place in Ballycotton, offshore Ireland |