RU2809029C1 - Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели на результаты масштабных газодинамических исследований - Google Patents
Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели на результаты масштабных газодинамических исследований Download PDFInfo
- Publication number
- RU2809029C1 RU2809029C1 RU2023117056A RU2023117056A RU2809029C1 RU 2809029 C1 RU2809029 C1 RU 2809029C1 RU 2023117056 A RU2023117056 A RU 2023117056A RU 2023117056 A RU2023117056 A RU 2023117056A RU 2809029 C1 RU2809029 C1 RU 2809029C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- modifiers
- permeability
- pore volume
- results
- formation
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000003607 modifier Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 44
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000012986 modification Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000004048 modification Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 15
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 11
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 11
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 230000007774 longterm Effects 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 14
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 9
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 5
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 4
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Abstract
Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве относится к газовой промышленности и может быть использован при адаптации трехмерной гидродинамической модели (ГДМ) на результаты масштабных газодинамических исследований скважин (МГДИС), преимущественно во время длительных летних остановок промыслов. В ходе способа строят ГДМ залежи, проводят четыре типа МГДИС, осуществляют адаптацию полученных на всех типах МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, которые затем объединяют в единые кубы модификаторов. Кроме того, уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости пласта в ГДМ как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи. Также результаты адаптации отдельных МГДИС используют в качестве тренда для построения единого куба модификаторов с заполнением пространства между регионами исследований посредством интерполяции полученных модификаторов. Кроме того, после переноса результатов адаптации отдельных исследований уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости в ГДМ как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной модификации единых кубов ФЕС в ГДМ с помощью интерполяции модификаторов регионов исследований. Обеспечивается уточнение параметров ГДМ и, соответственно, повышается достоверность прогнозных показателей и величины извлекаемых запасов газа. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при адаптации трехмерной гидродинамической модели (ГДМ) на результаты масштабных газодинамических исследований скважин (МГДИС), преимущественно во время длительных летних остановок промыслов.
Известен способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения, который включает в себя построение трехмерного распределения погрешности расчета адаптируемого показателя разработки по гидродинамической модели, определение аналитической зависимости между геологическими параметрами, участвующими в адаптации, и адаптируемым показателем разработки, определение значения геологических параметров для каждой ячейки (блока) трехмерной модели, проверку для каждой ячейки соответствия значений заданных параметров. Если величина геологического параметра выходит за границы вероятностных отклонений, ему присваивают соответственно максимальное или минимальное вероятное значение. Продолжают процесс адаптации для других ячеек (блоков) модели до достижения заданной погрешности. Определяют зоны месторождения с максимальной погрешностью расчета показателей разработки и в выявленных зонах месторождения проводят дополнительные геофизические, петрофизические, гидродинамические исследования для локального уточнения геологических параметров, и по результатам дополнительных исследований проводят повторную процедуру адаптации гидродинамической модели, после чего соответствующие параметры загружают в базу данных для дальнейшего контроля за разработкой месторождения. (см. патент RU 2709047 С1, «Способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения», патентообладатель - Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU), опубл. 13.12.2019)
Существенным недостатком этого способа является неприспособленность способа к МГДИС, отсутствие механизма объединения результатов моделирования различных типов ГДИ на неустановившихся режимах фильтрации, позволяющих уточнять свойства как локально вокруг скважин, так и в межскважинных зонах.
Известен способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации, который предполагает планирование остановки промысла на заданный период и в последующем запуск его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом ГДП для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используют все полученные данные и, в частности, пластовое давление, устьевое давление, температуру, расход газа или газоконденсатной смеси по каждой скважине или кусту скважин. Вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи, (см. патент RU 2657917 С1, «Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации», Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" (RU), опубл. 18.06.2018)
Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем не учитывается ограниченность объема исследований, в результате которой возможны различные варианты уточнения распределения ФЕС, а также отсутствие учета динамических свойств породы от пластового давления. С течением разработки и снижением пластового давления в газовых залежах пористость и проницаемость коллектора снижаются в результате увеличения эффективного давления.
Кроме того, существенным недостатком всех перечисленных выше способов является отсутствие аналитического разделения зоны исследования в межскважинном пространстве для дифференциации потоков.
Технический результат, на достижение которого направлено заявленное техническое решение, заключается в уточнении параметров ГДМ, и, соответственно, в повышении достоверности прогнозных показателей и величины извлекаемых запасов газа.
Указанный технический результат достигается за счет создания способа уточнения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели (ГДМ) на результаты масштабных газодинамических исследований скважин (МГДИС), используя модификаторы таких ФЕС пласта, как поровый объем и проницаемость пласта, в ходе чего строят ГДМ залежи, проводят четыре типа МГДИС, при этом первый тип МГДИС включает в себя непрерывную, без выключения манометра, запись значений давления за несколько часов или суток до остановки промысла и до двух суток после остановки промысла, второй тип МГДИС включает в себя непрерывную, без выключения манометра, запись значений давления за несколько часов до запуска скважины и до двух суток после запуска скважины, третий тип МГДИС включает в себя гидропрослушивание скважин, в ходе которого осуществляют замер давления в остановленной скважине после запуска остальных скважин промысла с периодичностью один раз в несколько дней в течение 10-40 суток с получением информации о режимах работы скважин, запущенных в эксплуатацию, а четвертый тип МГДИС осуществляют путем длительного контроля давления в течение остановок промыслов, при этом четвертый тип МГДИС предполагает периодические, а именно один раз в несколько дней, замеры пластового давления в опорных скважинах остановленных газовых промыслов в течение всего периода остановки, а также замеры до и после остановки, осуществляют адаптацию полученных на всех типах МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, а именно, осуществляют адаптацию полученных при проведении первого типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости пласта на ячейки ГДМ, осуществляют адаптацию полученных при проведении второго типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости на ячейки ГДМ, вскрытые скважинами, исследованными при проведении второго типа МГДИС, осуществляют адаптацию полученных при проведении третьего типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости на ячейки межскважинной зоны между участвующими в гидропрослушивании скважинами и зоны участвующих в гидропрослушивании (ГДП) скважин, осуществляют адаптацию полученных при проведении четвертого типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости по всем межскважинным и периферийным регионам ГДМ по полученным модификаторам, а после переноса модификаторы порового объема и проницаемости пласта, полученные в результате адаптации результатов всех проведенных МГДИС, объединяют в единые кубы модификаторов.
Также, указанный технический результат достигается за счет того, что в заявленном способе после переноса модификаторов, полученных при помощи адаптации результатов всех МГДИС, уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости пласта в ГДМ, как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной локальной модификации единых кубов, а именно добавляют в сформированные единые кубы модификаторов модификаторы, пересчитанные по уравнению:
где МОДнов - новый присваиваемый модификатор куба параметра,
МОДадп - модификатор куба параметра, полученный по результатам адаптации ГДМ на МГДИС,
Куплотн.нов - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по скорректированной зависимости,
Куплотн - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по исходной зависимости.
Кроме того, указанный технический результат достигается за счет того, что в заявленном способе результаты адаптации отдельных МГДИС используют в качестве тренда для построения единого куба модификаторов с заполнением пространства между регионами исследований посредством интерполяции полученных модификаторов, а также после переноса результатов адаптации отдельных исследований уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости в ГДМ, как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной модификации единых кубов ФЕС в ГДМ с помощью интерполяции модификаторов регионов исследований.
Сущность заявленного технического решения поясняется графиками (Фиг. 1, Фиг. 2, Фиг. 3), на которых изображены примеры исследований на изменение коэффициентов пористости и проницаемости пласта (Фиг. 1а)) в зависимости от эффективного давления (Фиг. 1б)), примеры уточнения функций уплотнения породы по результатам адаптации ГДМ (Фиг. 2), а также примеры карты модификаторов порового объема и пористости по результатам адаптации ГДМ (Фиг. 3).
Заявленный способ реализуется следующим образом.
Строят гидродинамическую модель (ГДМ) залежи. Гидродинамическая модель состоит из множества ячеек, в каждой из которых заложены свои физические свойства. Физическое свойство в отдельной ячейке (например, проницаемость) представляет из себя число, записанное в текстовом файле.
Программу МГДИС разрабатывают для сеноманских газовых промыслов на период длительных летних остановок. Длительность остановок позволяет получить данные о свойствах пласта в отдаленных от скважин районах. В рамках МГДИС рассматривается 4 типа исследований. Первый тип исследований - исследование методом записи краткосрочного метода кривых восстановления давления (далее - КВД). Данный тип МГДИС предполагает непрерывную, без извлечения (выключения) манометра, запись значений давления за несколько часов или суток до остановки промысла и в течение до двух суток после остановки промысла. Второй типа исследований - исследование методом записи краткосрочного метода кривых снижения давления (далее - КСД). Второй тип исследований предполагает непрерывную, без извлечения (выключения) манометра, запись значений давления за несколько часов до запуска скважины и в течение до двух суток после запуска. Третий тип исследований - исследование методом гидропрослушивания (далее - ГДП), который предполагает замер давления в остановленной скважине после запуска остальных скважин промысла с периодичностью один раз в несколько дней в течение 10-40 суток. При этом обеспечивается получение информации о режимах работы скважин, запущенных в эксплуатацию. Четвертый тип исследований - исследование методом длительного контроля пластового давления (далее - ДКД) в течение остановок промыслов, который предполагает периодические (один раз в несколько дней) замеры пластового давления в опорных скважинах остановленных газовых промыслов в течение всего периода остановки, а также может включать замеры до и после.
Полученные результаты всех четырех типов МГДИС адаптируют с целью получения модифицированных результатов (модификаторов порового объема и проницаемости пласта). Модификаторы - это числа, которые умножаются на значения физических свойств в ячейках, необходимых для адаптации, тем самым, увеличивая или уменьшая в них физическую величину так, чтобы добиться совпадения с результатами исследований.
Для адаптации результатов, полученных в ходе проведения первого типа МГДИС (КВД), на ГДМ производят перенос модификаторов порового объема и пористости пласта на ячейки, вскрываемые обследованными в ходе проведения первого типа МГДИС скважинами и входящие в радиус зоны исследования по первому типу МГДИС.
Для адаптации результатов, полученных в ходе проведения второго типа МГДИС (КВД), на ГДМ производят перенос модификаторов порового объема и пористости пласта на ячейки, вскрываемые обследованными в ходе проведения второго типа МГДИС скважинами и входящие в радиус зоны исследования по второму типу МГДИС.
Для адаптации результатов ГДП третьего типа МГДИС производят последующий перенос модификаторов порового объема и пористости пласта на ячейки межскважинной области между возмущающей и реагирующей скважинами - скважины, из которых состоит залежь, и зоны расположения самих исследуемых возмущающих и реагирующих скважин, в случае их корректировки.
По модификаторам, полученным по четвертому типу МГДИС, производят их перенос по всем межскважинным и периферийным регионам ГДМ. Для региона контрольной скважины модификатор используется с результатов адаптации результатов двух типов МГДИС - КВД и КСД.
После переноса модификаторов, полученных по всем четырем этапам МГДИС, строят единые кубы модификаторов. Полученные по результатам адаптации ГДМ на МГДИС параметры являются характеристиками текущего состояния залежи и не отражают свойства на начальный момент времени. В связи с этим, уточненные данные ФЕС по результатам адаптации не могут использоваться напрямую в кубах статических свойств модели. На динамику распределения давления по площади и разрезу залежи, а также на его изменение во времени влияет непосредственно эффективная проницаемость в каждый момент времени, а также величина эффективного порового объема, занятого газом. Их изменение с течением времени обусловлено процессом, который является источником неопределенности для сеноманских коллекторов.
Снижение пластового давления в процессе разработки приводит к повышению эффективного давления (разности между горным и пластовым давлениями). Вследствие увеличения давления обжима происходит уплотнение среды, возрастание площади контактов зерен и коэффициентов упругих смещений твердых частиц (см. Красовский А.В., Свентский С.Ю., Шандрыголов З.Н., Лысов А.О., Адаптация пластового давления гидродинамических моделей газовых залежей на историю разработки с использованием функции уплотнения пород пласта. - Тюмень: Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2013). В результате данных эффектов эффективная проницаемость и поровый объем нелинейно снижаются с течением разработки (Фиг. 1).
На основании всех полученных результатов адаптации уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости в ГДМ в зависимости от давления - функции уплотнения породы, то есть общий тренд уточняют как функцию давления для выбранных в ходе проведения всех типов МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи. Для этого проводят корреляцию между модификаторами проницаемости и порового объема, полученными по результатам адаптации, и пластовым давлением на момент проведения исследования. В случае, если облако точек формирует тренд, отличный от принятого в ГДМ, то зависимость корректируют в диапазоне давлений исследований.
Если тренда изменения ФЕС по истории разработки относительно исходной версии ГДМ не выявлено, то оценивается возможность уточнения статического куба абсолютной проницаемости ГДМ.
В результате формирования общего тренда снижения порового объема и проницаемости пласта делается вывод о корректировке динамических параметров породы в случае подтверждения тренда снижения ФЕС в процессе разработки или о корректировке статического начального распределения ФЕС в случае отсутствия тренда. Вывод формируется на основании анализа соответствия полученных модификаторов трендам снижения порового объема и проницаемости в процессе разработки залежи при увеличении эффективного давления. Это означает, что, например, строится корреляция между давлением и модификаторами порового объема и проницаемости для всех исследований.
Изменения статического куба абсолютной проницаемости не должны приводить к снижению качества настройки ГДМ на историю разработки. В противном случае анализируется возможность выделения дополнительных регионов свойств пород, соответствующих регионам адаптации и задание в них собственных функций уплотнения породы.
После формирования итоговых функций уплотнения породы производится пересчет кубов модификаторов ФЕС.Осуществляют переход к остаточной локальной модификации единых кубов, каждому региону адаптации присваивается новое значение модификатора, рассчитанное по формуле (1):
где МОДнов - новый присваиваемый модификатор куба параметра; МОДадп - модификатор куба параметра, полученный по результатам адаптации ГДМ на МГДИС; Куплотн.нов - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по скорректированной зависимости; Куплотн - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по исходной зависимости. Новый куб модификаторов характеризует уточнение начальных ФЕС модели.
Использование уточненных данных о ФЕС пласта допускается по двум механизмам - локальному и трендовому.
Локальный механизм предполагает задание в модели куба модификаторов, полученного по результатам адаптации на отдельные исследования, на статические параметры исходной ГДМ. Данный механизм применяется в случае высокого качества настройки исходной ГДМ и отсутствия видимого тренда корректировки параметров по площади и от других параметров модели. Для порового объема это единственный механизм корректировки.
Трендовый механизм применятся в целях общей переадаптации модели, т.к. предполагает общее изменение кубов. Данный механизм может применяться только для параметра проницаемости, т.к. поровый объем определяет величину запасов газа, которая непосредственно привязана к подсчету запасов.
Результаты адаптации отдельных МГДИС используются в качестве тренда для построения единого куба модификаторов с заполнением пространства между регионами, где проводятся МГДИС, посредством интерполяции полученных модификаторов. После переноса результатов адаптации отдельных исследований также уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости в ГДМ, как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной модификации единых кубов ФЕС в ГДМ с помощью интерполяции модификаторов регионов исследований
Для скважин, на которых была проведена адаптация КВД и КСД используются модификаторы проницаемости с ячеек перфорации.
По исследованиям ГДП и ДКД принимается карта модификаторов.
Выбирается область, в которой будет произведено уточнение. Рекомендуется ограничивать ее площадью, в рамках которой производились исследования.
Для распределения значений модификаторов проницаемости в межскважинном пространстве, используется алгоритм интерполяции Крикинга [см. Байков В.А., Бакиров Н.К., Яковлев А.А., Математическая геология. - Ижевск, 2012. - Т. 1. - 227 с.].
Данные карты модификаторов переводятся в куб при помощи программного обеспечения для препроцессинга гидродинамического моделирования или для геологического моделирования и умножаются на исходные параметры проницаемости.
После трендового механизма корректировки параметра проницаемости производятся итерационные расчеты по адаптации ГДМ на общую историю разработки.
В случае, если изменение тренда проницаемости существенно ухудшает общую настройку на историю разработки - осуществляется переход к локальному переносу результатов адаптации ГДМ на МГДИС.
Применение карт модификаторов позволяет сохранить неоднородность разреза, полученную по результатам геологического моделирования с учетом корреляции результатов интерпретации гидродинамических исследований скважин (РИГИС) по скважинам. В то же время - уточняется неоднородность ФЕС по площади.
Заявленное техническое решение было апробировано при моделировании масштабных газодинамических исследований в период длительных остановок промыслов на сеноманских залежах Ямбургского и Заполярного НГКМ. По результатам адаптации ГДМ на МГДИС в процессе длительных летних остановок промыслов были уточнены ФЕС в нескольких зонах залежей по локальному механизму. Уточнения позволили снизить неточности настройки на относительные 9,3%.
Реализация заявленного технического решения позволит существенно улучшить уточнение параметров ГДМ, и, соответственно, повысить достоверность прогнозных показателей и величины извлекаемых запасов газа за счет переноса модификаторов с зон исследования на общую ГДМ.
Claims (9)
1. Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели (ГДМ) на результаты масштабных газодинамических исследований скважин (МГДИС), с использованием модификаторов таких ФЕС пласта, как поровый объем и проницаемость пласта, в ходе чего строят ГДМ залежи, проводят четыре типа МГДИС, при этом первый тип МГДИС включает в себя непрерывную, без выключения манометра, запись значений давления за несколько часов или суток до остановки промысла и до двух суток после остановки промысла, второй тип МГДИС включает в себя непрерывную, без выключения манометра, запись значений давления за несколько часов до запуска скважины и до двух суток после запуска скважины, третий тип МГДИС включает в себя гидропрослушивание скважин, в ходе которого осуществляют замер давления в остановленной скважине после запуска остальных скважин промысла с периодичностью один раз в несколько дней в течение 10-40 суток с получением информации о режимах работы скважин, запущенных в эксплуатацию, а четвертый тип МГДИС осуществляют путем длительного контроля давления в течение остановок промыслов, при этом четвертый тип МГДИС предполагает периодические, а именно один раз в несколько дней, замеры пластового давления в опорных скважинах остановленных газовых промыслов в течение всего периода остановки, а также замеры до и после остановки, осуществляют адаптацию полученных на всех типах МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, а именно осуществляют адаптацию полученных при проведении первого типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости пласта на ячейки ГДМ, осуществляют адаптацию полученных при проведении второго типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости на ячейки ГДМ, вскрытые скважинами, исследованными при проведении второго типа МГДИС, осуществляют адаптацию полученных при проведении третьего типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости на ячейки межскважинной зоны между участвующими в гидропрослушивании скважинами и зоны участвующих в гидропрослушивании (ГДП) скважин, осуществляют адаптацию полученных при проведении четвертого типа МГДИС результатов, получая модификаторы порового объема и проницаемости пласта, после чего осуществляют перенос полученных модификаторов порового объема и проницаемости по всем межскважинным и периферийным регионам ГДМ по полученным модификаторам, а после переноса модификаторы порового объема и проницаемости пласта, полученные в результате адаптации результатов всех проведенных МГДИС, объединяют в единые кубы модификаторов.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после переноса модификаторов, полученных при помощи адаптации результатов всех МГДИС, уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости пласта в ГДМ как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной локальной модификации единых кубов, а именно добавляют в сформированные единые кубы модификаторов модификаторы, пересчитанные по уравнению
МОДнов = МОДадп ,
где МОДнов - новый присваиваемый модификатор куба параметра,
МОДадп - модификатор куба параметра, полученный по результатам адаптации ГДМ на МГДИС,
Куплотн.нов - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по скорректированной зависимости,
Куплотн - коэффициент изменения параметра по функции уплотнения породы для пластового давления региона по исходной зависимости.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что результаты адаптации отдельных МГДИС используют в качестве тренда для построения единого куба модификаторов с заполнением пространства между регионами исследований посредством интерполяции полученных модификаторов.
4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что после переноса результатов адаптации отдельных исследований уточняют общий тренд снижения порового объема и проницаемости в ГДМ как функцию давления для выбранных в ходе проведения МГДИС регионов ГДМ или в целом для залежи, а после этого осуществляют переход к остаточной модификации единых кубов ФЕС в ГДМ с помощью интерполяции модификаторов регионов исследований.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2809029C1 true RU2809029C1 (ru) | 2023-12-06 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007106244A2 (en) * | 2006-03-02 | 2007-09-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantifying reservoir connectivity using fluid travel times |
| RU2374442C2 (ru) * | 2008-02-08 | 2009-11-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ определения анизотропии проницаемости пласта |
| WO2018012995A1 (ru) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) |
| RU2657917C1 (ru) * | 2017-03-21 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации |
| RU2709047C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения |
| RU2747959C1 (ru) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта |
| RU2754741C1 (ru) * | 2021-03-12 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Способ адаптации геолого-гидродинамической модели пласта |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007106244A2 (en) * | 2006-03-02 | 2007-09-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for quantifying reservoir connectivity using fluid travel times |
| RU2374442C2 (ru) * | 2008-02-08 | 2009-11-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Способ определения анизотропии проницаемости пласта |
| WO2018012995A1 (ru) * | 2016-07-12 | 2018-01-18 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Поликод" | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом импульсно-кодового гидропрослушивания (икг) |
| RU2657917C1 (ru) * | 2017-03-21 | 2018-06-18 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации |
| RU2709047C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ адаптации гидродинамической модели продуктивного пласта нефтегазоконденсатного месторождения с учетом неопределенности геологического строения |
| RU2747959C1 (ru) * | 2020-11-04 | 2021-05-17 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Способ определения фильтрационно-емкостных свойств межскважинного интервала пласта |
| RU2754741C1 (ru) * | 2021-03-12 | 2021-09-07 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Способ адаптации геолого-гидродинамической модели пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108603402B (zh) | 对矿物质沉淀和溶解造成的多孔介质中毛细管压力和相对渗透率的变化进行建模和预测 | |
| CA2692425C (en) | Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data | |
| US8868390B2 (en) | Method of developing a petroleum reservoir from a flow model calibrated through pressure and saturation map scaling | |
| NO334984B1 (no) | Fremgangsmåte for å begrense ved dynamiske produksjons-data en finmodell representativ for fordelingen i reservoaret for en fysisk kvantitet karakteristisk for undergrunnsstrukturen | |
| GB2468184A (en) | Adjusting a model of compartments in a subterranean reservoir based on comparisons of predicted and observed movements of ground surface | |
| US10359542B2 (en) | Generating dynamically calibrated geo-models in green fields | |
| RU2386027C1 (ru) | Способ определения текущей конденсатонасыщенности в призабойной зоне скважины в газоконденсатном пласте-коллекторе | |
| CN110318741B (zh) | 一种异常高压、高含水致密低渗气藏剩余气分布描述方法 | |
| CN111706318B (zh) | 一种确定低渗储层剩余油分布状况的方法 | |
| RU2809029C1 (ru) | Способ уточнения фильтрационно-емкостных свойств пласта в межскважинном пространстве путем численной адаптации гидродинамической модели на результаты масштабных газодинамических исследований | |
| RU2148153C1 (ru) | Способ определения начальных и текущих запасов газа газоконденсатного месторождения | |
| CN111677486A (zh) | 致密油二氧化碳吞吐模拟方法、装置及存储介质 | |
| RU2692100C1 (ru) | Способ определения коллекторских свойств тонкослоистых пластов | |
| CN111241652B (zh) | 一种确定地层原油粘度的方法及装置 | |
| RU2657917C1 (ru) | Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации | |
| CN113655546B (zh) | 出砂损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 | |
| CN113705123B (zh) | 外来颗粒损害油气层建模方法、损害程度时空演化4d定量与智能诊断方法及其系统 | |
| US7340384B2 (en) | Process for determining the variation in the relative permeability of at least one fluid in a reservoir | |
| CN109306866B (zh) | 一种预测页岩地层压力趋势的方法及系统 | |
| CN117784278B (zh) | 一种致密砂岩气甜点的预测方法和预测系统 | |
| RU2819121C1 (ru) | Способ определения гидродинамической связи между участками продуктивного пласта и фильтрационно-емкостных свойств межскважинного пространства сеноманской залежи при запуске промысла после остановок по результатам интегрального гидропрослушивания на скважинах | |
| CN112328953B (zh) | 气井的水侵识别方法、装置、设备及可读存储介质 | |
| Lubnin et al. | System approach to planning the development of multilayer offshore fields | |
| US11867862B2 (en) | Method for validating rock formations compaction parameters using geomechanical modeling | |
| RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород |