WO2015174882A1 - Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов - Google Patents
Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов Download PDFInfo
- Publication number
- WO2015174882A1 WO2015174882A1 PCT/RU2014/000342 RU2014000342W WO2015174882A1 WO 2015174882 A1 WO2015174882 A1 WO 2015174882A1 RU 2014000342 W RU2014000342 W RU 2014000342W WO 2015174882 A1 WO2015174882 A1 WO 2015174882A1
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- wells
- hydrodynamic
- parameters
- well
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 11
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 9
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 2
- 230000006870 function Effects 0.000 description 13
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N Ethylbenzene Chemical compound CCC1=CC=CC=C1 YNQLUTRBYVCPMQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010206 sensitivity analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000009131 signaling function Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
- 150000003738 xylenes Chemical class 0.000 description 1
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
- 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
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
Definitions
- This invention relates to oil production technologies, and in particular to methods for conducting, interpreting and analyzing the results of hydrodynamic studies of the interwell interval.
- the disadvantage of these inventions is the conduct of one period of pressure disturbance. This increases the error in determining the filtration parameters of the reservoir due to the lack of additional information. For example, the impact of the work of surrounding wells, which will be difficult to filter out from the well pulse - generator.
- Hydrodynamic studies of wells are carried out, periodic hydrodynamic pressure disturbances in the reservoir under study are carried out by periodically changing the flow rate.
- the full cycle of studies of one well consists of studies on a number of periods of hydrodynamic impact, for example 20s, 40s, 1min, 5min, 20min, 40min, and studies are started from the minimum period, covering first the formation zone closest to the well, sequentially moving on to large values of exposure periods. For each period value, at least 5 oscillations are excited and recorded. Pressure is recorded both at the wellhead and at the bottom of the well.
- a method for determining formation filtration parameters including long-term monitoring of changes in time of pressure and downhole flow rate, starting from the moment the well is put into operation, characterized in that after a continuous cycle of operation of the well for at least 30 days, a long, at least 3 days, the recovery curve of the level by which to evaluate the current productivity of the reservoir. Then, the pressure and flow rate curves are reinterpreted over the entire observation time from the start of the well, and based on a comparison of the current productivity with the initial one, it is determined how much the skin factor has changed.
- the disadvantage of the described invention is the restriction on the choice of the well-generator, as well as the generation of the pulse only using hydraulic fracturing. Moreover, the hydraulic fracturing method is unpredictable and unprofitable from an economic point of view for one study. Hydraulic fracturing leads to the appearance of many impurities harmful to humans in well water, including benzene, toluene, ethylbenzene and dimethylbenzenes, i.e. less secure way.
- the present invention addresses the disadvantages inherent in existing solutions.
- the technical result of this invention is to increase the accuracy of determination of the studied parameters, due to the initial three-dimensional hydrodynamic modeling of the pulse impact on the reservoir and further interpretation of the parameters of the interwell interval.
- the technical result achieved by using the invention is to improve noise filtering, due to methods of processing the allocation of the pressure trend and filtering interference using the Fourier transform.
- the method for determining the filtration parameters of the interwell interval by the method of three-dimensional hydrodynamic modeling of pulsed stimulation of a formation is implemented, according to the invention, as follows
- the hydrodynamic model includes formation and / or formation fluid parameters capable of influencing the propagation of a disturbance pulse.
- a generator well and a receiver well are defined in the hydrodynamic model.
- a critical zone is allocated in which hydrodynamic studies are not recommended.
- the necessary characteristics of devices are determined by the results of modeling and limitations.
- the predicted response on the reacting wells is calculated.
- the length of the period and the mode of operation of the wells are determined.
- the criterion for choosing the optimal scenario is the distance between the wells, the current productivity of the wells and the parameters of the inter-well interval.
- information about the dynamic permeability of the formation, anisotropy of permeability, and possible barriers in the formation are added to the original hydrodynamic model
- an updated hydrodynamic model is analyzed, clarifying the presence of faults between the wells and / or clarifying the position of the zones of wedging out of the reservoir and / or adjusting the development system based on research results
- FIG. 1 Schematic representation of the study
- FIG. 2 - 2D map of the studied inter-well interval, where 1 is a disturbing well, 2 and 3 are reactive wells
- FIG. 3 -3D map of the studied inter-well interval, where 1 is a disturbing well, 2 and 3 are reactive wells
- FIG. 4 Schedule of the study of the interwell interval on the ground
- FIG. 5 Trend Calculation
- the rock of which the oil reservoir is composed has specific properties characterizing its ability to contain and transfer oil to other fluids: porosity and permeability.
- Porosity is the ratio of pore volume to total rock volume: Vnop
- Permeability characterizes the ability of a rock to pass fluid through its pores.
- k Permeability
- w (r, t) is the fluid filtration rate
- ⁇ is the dynamic viscosity of the fluid
- p r, t is the pressure
- An oil reservoir composed of rocks (possessing reservoir properties) saturated with fluids has a certain thickness limited by impermeable layers, has its own macroscopic parameters: piezoconductivity and hydraulic conductivity. It is these parameters that are determined during the study by the method of pulsed impact on the reservoir.
- the piezoconductivity characterizes the ability of the formation to transmit pressure and depends on the permeability of the rock, the viscosity of the liquid and the compressibility of the liquid and rock:
- ⁇ * is the coefficient of elastic capacity of the reservoir according to Shchelkachev, calculated by the formula:
- Hydraulic conductivity characterizes the ability of a formation to pass fluid, and is associated with the permeability of the rock and the viscosity of the filling fluid with the formula:
- the inter-well interval is the pore space between the wells, which has properties such as permeability, porosity. It is a significant research gap with standard research methods. The hydrodynamic parameters of the interwell interval are necessary for the correct description of the filtration flows in the drained formation.
- Well surveys by pulsed stimulation of the formation are carried out in order to determine the filtration parameters of the inter-well intervals, the horizontal permeability anisotropy, evaluate the interference of the wells, and determine the impermeable boundaries.
- GIS Geographic Information System
- the Fourier transform is an operation that maps the functions of a real variable to another function of a real variable. This new feature describes coefficients ("amplitudes") in the decomposition of the original function into elementary components — harmonic oscillations with different frequencies.
- the conversion takes a representation of the signal function in the form of time series and maps it to the frequency spectrum, where J is the angular frequency. That is, it turns a function of time into a function of frequency; this is the decomposition of the function into harmonic components at different frequencies.
- the transformation has a standard interpretation as the spectrum of the signal.
- the absolute value of the resulting complex function F represents the amplitudes of the corresponding frequencies (CJ), while the phase shifts are obtained as an argument to this complex function.
- a method for determining filtration parameters of an interwell interval includes the following steps:
- reservoir parameters are used, which are determined on the basis of available data (core, GIS, historical studies, production):
- the formation parameters (reservoir pressure, saturation pressure, porosity, total compressibility of the reservoir, distribution of the thickness of the reservoir in the interwell interval, and permeability) are analyzed and refined, which can influence the propagation of the disturbance pulse over the studied section of the reservoir.
- the parameters of the reservoir fluid are analyzed and refined (saturation / water cut, fluid densities, viscosities, volumetric coefficients), which can influence the propagation of the disturbance pulse along the studied section of the reservoir.
- a disturbing / responsive well Based on the goals set before the study, a disturbing / responsive well, the number of disturbing impulses, their frequency, duration, as well as the mode of operation of the wells are determined.
- the duration of the disturbance pulses is determined from the condition of a noticeable change in the bottomhole pressure in the well - the receiver compared to the initial reservoir pressure, it is necessary to take into account the sensitivity of the device, as well as the influence of noise in the reservoir.
- a zone is determined in which it is not recommended to change the operating modes of the wells, to conduct hydrodynamic studies during the pulse impact. To do this, a distance equal to the radius of the study is calculated for the assumed properties of the reservoir in the area of hydrodynamic listening.
- the necessary characteristics of the devices are determined and the devices are selected that correspond to the declared parameters (measurement range, sensitivity, error, operating conditions, resolution of measurements, memory, continuous operation time, dimensions).
- the technology of pulsed impact on the reservoir consists in creating a sequential series of changes in flow rate (pulses) in the well - a generator (disturbing well).
- Impulses are alternating periods of production (or injection). Changes in pressure caused by pulses are measured in the well — receiver (reactive well) (Fig. 1). By varying the flow rate of the disturbing well, the periods of production (or injection), and the modes of operation of the well (injection, production, idle), it is possible to obtain possible research scenarios that have different amplitudes of the disturbance pulses.
- the optimal study schedule is selected by analyzing the amplitude of the disturbance pulses.
- the duration of the disturbance pulses is determined from the condition of a noticeable change in the bottomhole pressure in the well-receiver compared to the initial reservoir pressure. It is necessary to take into account the sensitivity of the device, as well as the influence of noise in the formation.
- a sensitivity analysis is carried out, which includes: analysis of the sensitivity of the tank, analysis of the sensitivity of three-dimensional, analysis of the sensitivity of the device.
- the sensitivity of the tank is analyzed according to the history of the well - generator. For a given injectivity, repression on the reservoir can vary within certain limits, which entails a certain variation in pressure at the receiver wells.
- various steps are taken in time and in the grid, the range of pressure changes is verified. Analyzing the sensitivity of the device, take into account its error.
- a field plan for carrying out an impulse effect is compiled.
- Predicted graphs of bottomhole pressure behavior in generator-receiver wells are provided.
- the study is conducted according to the approved study schedule. Determine the reservoir parameters of the formation using data interpretation;
- the amplitudes of the pressure waves at the receiver wells may be small, not always visible against the background of random interference and formation pressure drift.
- various processing methods are used to analyze the periodic signal: isolating and accounting for trend pressure, filtering interference.
- One of the methods for identifying a trend is to highlight a trend by regression to a polynomial of a given order.
- the order of the polynomial is selected by the number of data periods. Regression can also be performed for a trend calculated by another method.
- maxima and minima of different periods of waves are approximately at the same level or, at different amplitudes, symmetrical about the midline, maxima and minima are located approximately equally with respect to the boundaries of periods.
- the essence of the method of filtration pressure waves is to excite pressure fluctuations in the studied area of a saturated formation by periodically changing the flow rate of a disturbing well; monitoring their distribution by recording changes in reservoir pressure at points in the reservoir exposed by wells in the study area; determining the parameters of wave propagation — attenuation of the amplitude of oscillations and phase shift when applying the harmonic Fourier analysis to the recorded time dependences of the flow rate and pressure and calculating the formation filtration parameters from them in the studied area.
- the pressure data obtained (first harmonic amplitude, time) are used to determine the following values: hydraulic conductivity, piezoconductivity.
- X is the coefficient of piezoconductivity
- g is the distance from the well.
- flft is the fluid flow rate of the well
- ⁇ is the hydraulic conductivity
- the hydrodynamic model is calibrated according to new data. Based on the results of the amplitude and response arrival time, it is concluded that there are fault faults and the boundary of the front of the injected water.
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Данное изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований межскважинного интервала. Формируют трехмерную гидродинамическую модель межскважинного пространства, далее моделируют исследование методом импульсного воздействия на пласт, затем подбирают оптимальный сценарий исследования, после чего проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта с помощью интерпретации данных, в конечном итоге обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.
Description
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ПАРАМЕТРОВ МЕЖСКВАЖИННЫХ ИНТЕРВАЛОВ
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Данное изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам проведения, интерпретации и анализа результатов гидродинамических исследований межскважинного интервала.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известны различные способы, которые заключаются в создании одного возмущения на скважине - генераторе, обусловленные изменением отбора жидкости, и наблюдении за изменением уровня давления в реагирующих скважинах.
Фиксируя начало изменения отбора жидкости в скважине-генераторе и начало изменения давления в скважине-ресивере, по времени пробега волны давления проводятся расчеты о параметрах пласта в межскважинном интервале.
Недостатком данных изобретений является проведение одного периода возмущения давления. Тем самым увеличивается погрешность определения фильтрационных параметров пласта в связи с нехваткой дополнительной информации. К примеру, воздействие работы окружающих скважин, который будет сложно отфильтровать от импульса скважины - генератора.
Известен способ, описанный в заявке на патент RU 2400622 «Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта методом высокочастотных фильтрационных волн давления», опубликовано 10.02.2010, патентообладатель "Казанский государственный университет им. В.И. Ульянова-Ленина".
Проводят гидродинамические исследования скважин, осуществляют периодические гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического изменения дебита. Полный цикл исследований одной скважины состоит из исследований на ряде значений периодов гидродинамического воздействия, например 20с, 40с, 1мин, 5мин, 20мин, 40мин, причем начинают исследования с минимального значения периода, охватывая сначала самую ближнюю к скважине зону пласта, последовательно переходя в дальнейшем к большим значениям периодов воздействия. Для каждого значения периода возбуждают и регистрируют не менее 5 колебаний. Регистрация давления производится как на устье так и на забое скважины.
Главным недостатком описанного изобретения является то, что рассматривается только аналитический метод интерпретации полученных данных, который не является достаточно точным и не позволяет провести подробный анализ параметров межскважинного интервала. Также существуют особые требования к количеству периодов, их частот.
Известен способ, описанный в заявке на патент RU 2476669 «Способ определения фильтрационных параметров пласта», опубликовано 27.02.2013, патентообладатель ООО "Газпромнефть НТЦ"
Способ определения фильтрационных параметров пласта, включающий долговременный мониторинг изменения во времени давления и расхода на забое, начиная с момента запуска скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что после непрерывного цикла работы скважины в течение, по меньшей мере, 30 суток регистрируют длительную, не менее 3 суток, кривую восстановления уровня, по которой оценивают текущую продуктивность пласта. Затем проводят повторную интерпретацию кривых изменения давления и расхода в течение всего времени наблюдений с момента пуска скважины и на основе сравнения текущей продуктивности с начальной определяют, насколько изменился скин-фактор.
Недостатком описанного изобретения является ограничение на выбор скважины - генератора, а также генерация импульса только при помощи гидроразрыва. Причем метод ГРП является непредсказуемым и невыгоден с экономической точки зрения для проведения одного исследования. Гидравлический разрыв пласта приводит к появлению в скважинной воде множества примесей, вредных для человека, включая бензол, толуол, этилбензол и диметилбензолы, т.е. способ менее безопасный.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Данное изобретение направлено на устранение недостатков, присущих существующим решениям.
Техническим результатом данного изобретения является повышение точности определения исследуемых параметров, за счет первоначального трехмерного гидродинамического моделирования импульсного воздействия на пласт и дальнейшей интерпретации параметров межскважинного интервала.
Так же техническим результатом, достигаемым при использовании изобретения, является улучшение фильтрации шумов, за счет методов обработки выделения тренда давления и фильтрации помех с помощью преобразования Фурье.
Способ определения фильтрационных параметров межскважинного интервала методом трехмерного гидродинамического моделирования импульсного воздействия на пласт, реализуется, согласно изобретению, следующим образом
Формируют трехмерную гидродинамическую модель межскважинного пространства, далее моделируют исследование методом импульсного воздействия на пласт, затем подбирают оптимальный сценарий исследования, после чего проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта с помощью интерпретации данных, в конечном итоге обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, гидродинамическая модель включает параметры пласта и/или пластового флюида, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, в гидродинамической модели определяют скважину-генератор и скважину-ресивер.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, при формировании модели выделяют критическую зону, в которой не рекомендовано проводить гидродинамические исследования.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, по результатам моделирования и ограничений, определяют необходимые характеристики приборов.
В некоторых вариантах осуществления, при моделировании сценариев работы скважин, рассчитывается прогнозный отклик на реагирующих скважинах.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, определяют длительность периода и режим работы скважин.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, при моделировании сценариев, критерием выбора оптимального сценария является расстояние между скважинами, текущая продуктивность скважин и параметры межскважинного интервала.
В некоторых вариантах осуществления изобретения, в исходную гидродинамическую модель добавляют информацию о динамической проницаемости пласта, анизотропию по проницаемости и возможных барьеров в пласте
В некоторых вариантах осуществления изобретения, анализируют обновленную гидродинамическую модель, уточняя наличия разломных нарушений между скважинами и/или уточняют положения зон выклинивания продуктивных пластов и/или корректируя систему разработки с учетом результатов исследований
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Признаки и преимущества настоящего изобретения станут очевидными из приводимого ниже подробного описания изобретения и прилагаемых чертежей, на которых:
Фиг. 1 - Схематическое представление исследования
Фиг. 2 - 2D карта исследуемого межскважинного интервала, где 1- возмущающая скважина, 2 и 3- реагирующие скважины
Фиг. 3 -3D карта исследуемого межскважинного интервала, где 1- возмущающая скважина, 2 и 3- реагирующие скважины
Фиг. 4 - График исследования межскважинного интервала на местности
Фиг. 5 - Вычисление тренда
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Ниже будут описаны понятия и определения, необходимые для подробного раскрытия осуществляемого изобретения.
Горная порода, из которой состоит нефтяной пласт, обладает специфическими свойствами, характеризующими ее способность содержать и отдавать нефть в другие жидкости: пористостью и проницаемостью.
Пористостью называется отношение объема пор к полному объему породы:
Vnop
Проницаемость (к) характеризует способность породы пропускать через свои поры жидкость. В простейшей модели фильтрации - классической модели упругого режима
Щелкачева - скорость фильтрации флюида прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида (закон Дарси):
к
w(r, t) = - Vp(r,t),
μ
где w(r, t) - скорость фильтрации флюида, μ - динамическая вязкость флюида, p r, t - давление.
Нефтяной пласт, сложенный из горных пород (обладающих коллекторскими свойствами) насыщенных флюидами, имеет определенную толщину, ограниченную непроницаемыми пропластками, имеет собственные макроскопические параметры: пьезопроводность и гидропроводность. Именно эти параметры определяются в ходе проведения исследования методом импульсного воздействия на пласт.
Пьезопроводность характеризует способность пласта передавать давление и зависит от проницаемости породы, вязкости жидкости и сжимаемости жидкости и породы:
где β* - коэффициент упругоемкости пласта по Щелкачеву, вычисляемый по формуле:
где ?ж - сжимаемость жидкости, /?с - сжимаемость скелета.
Гидропроводность характеризует способность пласта пропускать жидкость, и связана с проницаемостью породы и вязкостью заполняющей жидкости формулой:
_ kh где h - толщина пласта
Межскважинный интервал - это поровое пространство между скважинами, которое обладает такими свойствами как проницаемость, пористость. Он является существенным пробелом в области исследований стандартными методами исследований. Гидродинамические параметры межскважинного интервала необходимы для корректного описания фильтрационных потоков в дренируемом пласте.
Исследования скважин импульсным воздействием на пласт проводится с целью определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов, анизотропии горизонтальной проницаемости, оценки интерференции скважин, определения непроницаемых границ.
Геоинформационная система (ГИС)— система сбора, хранения, анализа и графической визуализации пространственных (географических) данных и связанной с ними информации о необходимых объектах.
Преобразование Фурье — операция, сопоставляющая функции вещественной переменной другую функцию вещественной переменной. Эта новая функция описывает
коэффициенты («амплитуды») при разложении исходной функции на элементарные составляющие— гармонические колебания с разными частотами.
Преобразование Фурье функции / вещественной переменной является интегральным и задаётся следующей формулой:
В терминах обработки сигналов преобразование берёт представление функции сигнала в виде временных рядов и отображает его в частотный спектр, где J— угловая частота. То есть оно превращает функцию времени в функцию частоты; это разложение функции на гармонические составляющие на различных частотах.
Когда функция / является функцией времени и представляет физический сигнал, преобразование имеет стандартную интерпретацию как спектр сигнала.
Абсолютная величина получающейся в результате комплексной функции F представляет амплитуды соответствующих частот (CJ), в то время как фазовые сдвиги получаются как аргумент этой комплексной функции.
Согласно изобретению, способ определения фильтрационных параметров межскважинного интервала, включает следующие шаги:
Формируют гидродинамическую модель межскважинного пространства;
Для моделирования исследования используются параметры пласта, определяющихся на основе имеющихся данных (керн, ГИС, исследования прошлых периодов, добыча):
Анализируются и уточняются параметры пласта (пластовое давление, давление насыщение, пористость, общая сжимаемость коллектора, распределение толщины пласта в межскважинном интервале, проницаемость), способные оказать влияние на распространение импульса возмущения по исследуемому участку коллектора.
Анализируются и уточняются параметры пластового флюида (насыщенность/обводненность, плотности флюидов, вязкости, объемные коэффициенты), способные оказать влияние на распространение импульса возмущения по исследуемому участку коллектора.
Основываясь на поставленных целях перед исследованием, определяется возмущающая/реагирующая скважина, количество возмущающих импульсов, их периодичность, длительность, а так же режим работы скважин.
Длительность импульсов возмущения определяется из условия заметного изменения забойного давления в скважине - ресивер по сравнения с начальным пластовым
давлением, при этом необходимо учитывать чувствительность прибора, а так же влияние шума в пласте.
Определяется зона, в которой не рекомендуется менять режимы работы скважин, проводить гидродинамические исследования во время проведения импульсного воздействия. Для этого вычисляется расстояние, равное радиусу исследования при предполагаемых свойствах пласта в зоне проведения гидродинамического прослушивания.
На основе сформированной модели, и накладываемых ситуацией ограничениях, определяются необходимые характеристики приборов и подбираются приборы, соответствующие заявленным параметрам (диапазон измерений, чувствительность, погрешность, условия эксплуатации, дискретность замеров, объем памяти, время непрерывной работы, габариты).
Моделируют исследование методом импульсного воздействия на пласт;
Технология импульсного воздействия на пласт состоит в создании последовательной серии изменений дебита (импульсов) на скважине - генератор (возмущающая скважина).
Импульсами являются чередующиеся периоды добычи (или закачки). Изменения давления, вызванного импульсами, измеряются в скважине— ресивер (реагирующая скважина) (Фиг. 1). Варьируя дебит возмущающей скважины, периоды добычи (или закачки), режимы работы скважины (нагнетание, добыча, простой), удается получить возможные сценарии исследования, которые имеют различные амплитуды импульсов возмущения.
Подбирают оптимальный сценарий исследования;
Оптимальный график исследования выбирают, анализируя амплитуды импульсов возмущения. Длительность импульсов возмущения определяется из условия заметного изменения забойного давления в скважине - ресивере по сравнения с начальным пластовым давлением. Необходимо учитывать чувствительность прибора, а так же влияние шума в пласте. Для этого проводится анализ чувствительности, куда входит: анализ чувствительности резервуара, анализ чувствительности трехмерной, анализ чувствительности прибора. Чувствительность резервуара анализируют по истории работы скважины - генератора. При заданной приемистости, репрессия на пласт может варьироваться в определенных пределах, что влечет за собой определенную вариацию давления на скважинах-ресиверах. При анализе гидродинамической модели, задаются различные шаги по времени и по сетке, выверяется диапазон изменения давления. Анализируя чувствительность прибора, учитывают его погрешность.
Проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию;
На основании расчетов по модели составляется полевой план проведения импульсного воздействия. Предоставляются прогнозируемые графики поведения забойного давления на скважинах генератор - ресивер. Исследование проводится согласно утвержденному графику исследования.
Определяют фильтрационные параметры пласта с помощью интерпретации данных;
Из-за значительного затухания, амплитуды волны давления на скважинах-ресиверах могут быть маленькими, не всегда видимыми на фоне случайных помех и дрейфа пластового давления. В этом случае для анализа периодического сигнала используются различные методы обработки: выделение и учет давления тренда, фильтрация помех.
Интерпретация данных происходит за счет выделения тренда, затем применения гармонического анализа Фурье, далее определяют амплитуду первой гармоники.
Одной из методик выделения тренда является выделение тренда методом регрессии к полиному заданного порядка. Для оптимального порядка при произвольном поведении функции порядок полинома выбирается по количеству периодов данных. Регрессия может быть выполнена и для тренда, вычисленного другим методом.
При выделении тренда основные данные не меняются, поэтому можно повторять операции построения тренда с разными параметрами и разными методами. После получения необходимой кривой нужно выполнить учет тренда.
Если полученная кривая не соответствует ожидаемому виду, можно вернуться к исходным данным, снова вычислить и учесть тренд другими методами, добиваясь наилучшего вида периодической функции (Фиг. 5).
Признаки правильного тренда: максимумы и минимумы разных периодов волн находятся примерно на одном уровне или, при разной амплитуде, симметричны относительно средней линии, максимумы и минимумы расположены примерно одинаково относительно границ периодов.
Суть метода фильтрационных волн давления состоит в возбуждении колебаний давления, в исследуемой области насыщенного пласта, путем периодического изменения дебита возмущающей скважины; наблюдении за их распространением путем регистрации изменений пластового давления в точках пласта, вскрываемых скважинами в исследуемой области; определении параметров распространения волн - затухания амплитуды колебаний и сдвига фаз при применении к зарегистрированным временным зависимостям дебита и давления гармонического Фурье-анализа и расчете по ним фильтрационных параметров пласта в исследуемой области.
Полученные данные по давлению (амплитуда первой гармоники, время ) используются для определения следующих значений: гидропроводность, пьезопроводность.
Уравнение пьезопроводности для случая плоскорадиальной фильтрации записывается так:
р - давление,
t - время,
_
X - коэффициент пьезопроводности,
г - расстояние от скважины.
Решается оно с учетом граничного условия в точке вскрытия скважиной:
где flft - расход жидкости скважины,
ε - гидропроводность.
Обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге;
По результатам, полученных, в рамках проведения исследования методом импульсного воздействия на пласт и фактически полученных результатов проводится калибровка гидродинамической модели по новым данным. По результатам амплитуды, и времени прихода отклика, делается вывод о наличии разломным нарушений и границы фронта нагнетаемой воды.
Выше приведено описание изобретения на примерах вариантов осуществления изобретения, считающихся в настоящее время предпочтительными, однако специалистам в данной области техники очевидно, что в него могут быть внесены многочисленные изменения и дополнения. В соответствии с этим, предполагается, что изобретение не ограничено конкретным вариантом его осуществления и должно интерпретироваться в пределах существа и объема, определенных прилагаемой формулой изобретения.
Claims
1. Способ определения фильтрационных параметров межскважинного интервала методом трехмерного гидродинамического моделирования импульсного воздействия на пласт, включающий следующие шаги:
• формируют трехмерную гидродинамическую модель межскважинного пространства;
• моделируют исследование методом импульсного воздействия на пласт;
• подбирают оптимальный сценарий исследования;
• проводят исследование на промысле по вышеупомянутому сценарию и определяют фильтрационные параметры пласта с помощью интерпретации данных;
• обновляют гидродинамическую модель с учетом данных, определенных на предыдущем шаге.
2. Способ по п.1, в котором гидродинамическая модель включает параметры пласта, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.
3. Способ по п.1, в котором гидродинамическая модель включает параметры пластового флюида, способные оказать влияние на распространение импульса возмущения.
4. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в гидродинамической модели определяют скважину-генератор и скважину-ресивер.
5. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при формировании модели выделяют критическую зону, в которой запрещено проводить гидродинамические исследования.
6. Способ по п.1, характеризующийся тем, что по результатам моделирования и ограничений, определяют необходимые характеристики приборов.
7. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев работы скважин, рассчитывается прогнозный отклик на скважинах-ресиверах.
8. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев работы скважин, определяют длительность периода и режим работы скважин.
9. Способ по п.1, характеризующийся тем, что при моделировании сценариев, критерием выбора оптимального является расстояние между скважинами, текущая продуктивность скважин и параметры межскважинного интервала.
10. Способ по п.1, характеризующийся тем, что в обновленную гидродинамическую модель добавляют информацию о динамической проницаемости пласта, анизотропию по проницаемости и возможных барьеров в пласте.
11. Способ по п.1, характеризующийся тем, что анализируют обновленную гидродинамическую модель, уточняя наличия разломных разрушений между скважинами и/или уточняя положения зон выклинивания продуктивных пластов и/или корректируя систему разработки с учетом результатов исследований.
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015145020A RU2015145020A (ru) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов методом трехмерного гидродинамического моделирования импульсного воздействия на пласт |
| PCT/RU2014/000342 WO2015174882A1 (ru) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2014/000342 WO2015174882A1 (ru) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2015174882A1 true WO2015174882A1 (ru) | 2015-11-19 |
Family
ID=54480298
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2014/000342 WO2015174882A1 (ru) | 2014-05-15 | 2014-05-15 | Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2015145020A (ru) |
| WO (1) | WO2015174882A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645055C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера |
| CN113361771A (zh) * | 2021-06-04 | 2021-09-07 | 合肥工业大学 | 确定储层压力的方法及装置 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
| RU2258137C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2005-08-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь |
| RU2320869C1 (ru) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов |
| RU2476669C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных параметров пласта |
-
2014
- 2014-05-15 RU RU2015145020A patent/RU2015145020A/ru unknown
- 2014-05-15 WO PCT/RU2014/000342 patent/WO2015174882A1/ru active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6101447A (en) * | 1998-02-12 | 2000-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Oil and gas reservoir production analysis apparatus and method |
| RU2258137C1 (ru) * | 2004-06-29 | 2005-08-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь |
| RU2320869C1 (ru) * | 2006-06-05 | 2008-03-27 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов |
| RU2476669C1 (ru) * | 2011-09-15 | 2013-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Способ определения фильтрационных параметров пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645055C1 (ru) * | 2016-11-15 | 2018-02-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического прослушивания газовых и газоконденсатных скважин на месторождениях крайнего севера |
| CN113361771A (zh) * | 2021-06-04 | 2021-09-07 | 合肥工业大学 | 确定储层压力的方法及装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015145020A (ru) | 2018-06-15 |
| RU2015145020A3 (ru) | 2018-06-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2666842C1 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров в многоскважинной системе методом Импульсно-Кодового Гидропрослушивания (ИКГ) | |
| Fokker et al. | Application of harmonic pulse testing to water–oil displacement | |
| Ping et al. | History matching of fracture distributions by ensemble Kalman filter combined with vector based level set parameterization | |
| CN103643949B (zh) | 一种储层含油气的定量预测方法及装置 | |
| CN103485770B (zh) | 一种基于人工神经网络求取含油饱和度的方法及系统 | |
| Aslanyan et al. | Waterflood Study of High Viscosity Saturated Reservoir with Multiwell Retrospective Testing and Cross-Well Pressure Pulse-Code Testing | |
| RU2019142431A (ru) | Компьютерный способ и вычислительная система для прогнозирования расходных характеристик потока в стволе скважины, проникающей в подземный углеводородный пласт | |
| US11614417B2 (en) | Determining saturation in low resistivity pay zones | |
| Hamdi | Well-test response in stochastic permeable media | |
| Chen et al. | Transient flow analysis in flowback period for shale reservoirs with complex fracture networks | |
| Zhou et al. | Production forecasting and analysis for unconventional resources | |
| Chen et al. | A workflow based on a semianalytical model to estimate the properties of stimulated reservoir volume of tight-oil wells | |
| WO2015174882A1 (ru) | Способ определения фильтрационных параметров межскважинных интервалов | |
| RU2757386C1 (ru) | Способ проведения электромагнитного мониторинга ГРП | |
| WO2016160964A1 (en) | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection | |
| RU2007109548A (ru) | Способ разработки углеводородной залежи с физическим воздействием на геологическую среду | |
| RU2468198C1 (ru) | Способ определения свойств продуктивного пласта | |
| CN106481337B (zh) | 超压顶界面的预测方法 | |
| CN111236934B (zh) | 水淹级别确定方法和装置 | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| Huang et al. | The temperature-based localization for the application of EnKF on automatic history matching of the SAGD process | |
| CN113687413B (zh) | 一种油气成藏模式建立方法及装置 | |
| CN111562629B (zh) | 一种基于等效孔隙截面指数的饱和度确定方法及装置 | |
| RU2531499C1 (ru) | Способ определения профиля притока флюидов многопластовых залежей в скважине | |
| RU2728119C1 (ru) | Способ определения распределения объемных долей флюидов по стволу скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 14891846 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |
|
| NENP | Non-entry into the national phase |
Ref country code: DE |
|
| ENP | Entry into the national phase |
Ref document number: 2015145020 Country of ref document: RU Kind code of ref document: A |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 14891846 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A1 |