СПОСОБ ИЗОБАРНОГО КАРТИРОВАНИЯ ЗОНАЛЬНО-НЕОДНОРОДНОГО ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА Российский патент 2011 года по МПК E21B47/06 E21B49/00 

Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату.

Известен способ гидродинамических исследований и испытаний скважин с определением количественных параметров пласта, включающий регистрацию диаграмм давления с помощью устройства, спускаемого на забой скважины на геофизическом кабеле [пат. РФ №2199009. Е21В 49/00. Устройство и способ гидродинамических исследований и испытаний скважин]. Таким образом, подход основан на разовых замерах давления и требует многократного спуска-подъема измерительных приборов и соответствующих остановок скважин добывающего фонда. Поэтому не может быть признан достаточно технологичным.

Известен также способ [пат. РФ №2188320. Способ определения распределения давления и границ неоднородностей пластов] определения распределения давления и границ неоднородностей пласта на основе регистрации смещения уровня дневной поверхности над залежью полезного ископаемого. Этот способ не может обеспечить достаточной достоверности данных ввиду множественности мешающих факторов, таких как сейсмические процессы в земной коре, твердые приливы, техногенные колебания грунта, а следовательно, не обеспечивает достаточной точности изобарного картирования.

Наиболее близким к предлагаемому является способ разработки месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давлений [пат. РФ №2166619. Способ разработки нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами с помощью контроля полей давления], включающий определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы скважин за весь период разработки месторождения, замеры давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе математического моделирования карты изобар.

Поля давлений в продуктивном пласте согласно известному способу строятся на основе данных замеров давлений в отдельных скважинах, предварительно остановленных для восстановления давления, и расчетных процедур в рамках математического моделирования при наличии набора геолого-промысловых данных. При этом в расчет берутся замеры давления, полученные в скважинах, составляющих случайную по количественному и качественному показателям, то есть бессистемную, выборку.

Этот способ позволяет удовлетворительно решать задачу контроля полей давлений лишь в случае зональной однородности продуктивного пласта. Вместе с тем широко известно, что зональная неоднородность продуктивных пластов встречается не менее часто, чем их слоистая неоднородность, на которую ориентирован известный способ. Это приводит к занижению точности изобарного картирования.

Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности.

Технический результат достигается тем, что в способе изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта, включающем определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкостей насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения, замеры забойных и пластовых давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе данных математического моделирования карты изобар, согласно изобретению перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, основанного на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта, при этом замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки.

На фиг.1 приведена структурная карта месторождения с выделением скважин репрезентативной выборки. Фиг.2 содержит гистограмму распределения коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности. Фиг.3 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,73×Δ(η/η_max). Фиг.4 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,75×Δ(η/η_max). Фиг.5 содержит гистограмму варианта выборки скважин с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/η_max). На фиг.6 отображается объемная карта изобар по состоянию на 12.07.2008 г. На фиг.7 приведена плоская карта изобар по состоянию на 12.07.2008 г.

Способ изобарного картирования зонально-неоднородного пласта осуществляют следующим образом.

На основе геолого-промыслового и геофизического материала определяют проницаемость, пористость и толщину продуктивного пласта, его водонасыщенность, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, значения их фазовых проницаемостей; собирают информацию о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения.

Определяют коэффициенты продуктивности всех скважин, дренирующих продуктивный пласт. Это множество скважин представляет собой генеральную совокупность. На фиг.1 приведена структурная карта залежи одного из месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, где точками обозначены эксплуатационные скважины с указанием их промысловых номеров.

Определяют критерий попадания скважин генеральной совокупности в репрезентативную выборку скважин, предназначенных для измерения давления. Критерий репрезентативности включает требования к количественному и качественному составу выборки.

Количественный состав репрезентативной выборки задают расчетным путем.

В работе Лысенко В.Д. «Инновационная разработка нефтяных месторождений», М., «Недра», 2000 г., с.102-104, приводится выражение для подсчета минимального числа скважин n_u, по которым можно судить о свойствах продуктивного пласта, вскрытого скважинами общим числом, равным n₀:

где - квадрат коэффициента вариации, отражающий степень зональной неоднородности продуктивного пласта;

η_i - коэффициент продуктивности, характеризующий фильтрационно-емкостные свойства пласта в точке его вскрытия скважиной за порядковым номером i в множестве, составляющем генеральную совокупность.

В таблице приведены значения коэффициентов продуктивности всех скважин генеральной совокупности. Имеющийся массив данных дает значение . Подставляя это значение в выражение (1), получаем минимальное число скважин в выборке, удовлетворяющей требованию репрезентативности по количественному показателю: n_u=4,4. Так как число скважин не должно быть меньше 4,4; но при этом не может быть дробным, то округляем до 5.

Порядковый номер скважины Промысловый номер скважины Коэффициент продуктивности, м³/сут·ат Порядковый номер скважины Промысловый номер скважины Коэффициент продуктивности, м³/сут·ат 1 817 0.21 14 5421 0.08 2 5431 1.04 15 5420 0.44 3 5435 0.35 16 5419 0.46 4 5436 0.17 17 5418 0.41 5 5430 0.25 18 5417 0.30 6 5429 0.41 19 5599 0.14 7 5428 0.35 20 5416 0.34 8 5603 0.03 21 5415 0.30 9 5427 0.55 22 5414 0.36 10 5426 0.28 23 5601 0.69 11 832 0.56 24 5425 1.31 12 5424 0.29 25 5413 1.20 13 5423 0.10 26 5602 0.83

Качественный состав выборки задают на основе статистических характеристик распределения коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности. На фиг.2 приведена гистограмма распределения нормированного коэффициента продуктивности η/η_max по скважинам генеральной совокупности. По оси ординат отложено относительное число скважин , коэффициенты продуктивности которых лежат в пределах соответствующего интервала на оси абсцисс.

Далее делают все возможные выборки по 5 скважин, для которых строят гистограммы распределения коэффициента продуктивности по той же схеме, что и для скважин генеральной совокупности. Из всех возможных выборок требуемый качественный состав имеет та, распределение коэффициента продуктивности в которой наиболее близко распределению коэффициента продуктивности в генеральной совокупности. За меру совпадения распределений берут площадь взаимного перекрытия гистограмм, одна из которых соответствует генеральной совокупности, а другая - выборке. На фиг.3, 4, 5 приведены гистограммы трех вариантов выборки скважин, дающие площади перекрытия 0,73×Δ(η/η_max); 0,75×Δ(η/η_max) и 0,775×Δ(η/η_max) соответственно. Остальные из возможных выборок дают существенно меньшие площади перекрытия. Итак, наиболее близкой по распределению коэффициентов продуктивности к генеральной совокупности скважин является выборка с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/η_max).

Конкретных реализаций выборки с площадью перекрытия 0,775×Δ(η/η_max) существует несколько. Предпочтительной является та, размещение скважин которой по площади продуктивного пласта является наиболее равномерным.

Исходя из критерия репрезентативности и наибольшей равномерности размещения скважин по площади продуктивного пласта осуществляют выборку. Скважины репрезентативной выборки выделены на фиг.1.

Следующим этапом является обеспечение технической возможности осуществления замеров давления в скважинах репрезентативной выборки при выполнении требований одновременности и ежедневности снятия отсчетов давления. Это может быть сделано, например, с помощью скважинных дистанционных манометров, спущенных на забои скважин на длительные сроки. При такой схеме имеется возможность считывания показаний приборов в реальном времени.

Далее производят непрерывный пьезометрический мониторинг залежи, сопровождаемый архивированием данных. При этом забойные давления замеряются в режиме одновременных и ежесуточных снятий отсчетов, а пластовые давления замеряются с периодичностью, определяемой действующими регламентом [Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Министерство энергетики РФ, 05 февраля 2002 г. РД 153-39.0-109-01].

На заключительном этапе осуществляют математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости на основе всех имеющихся в распоряжении данных с построением карты изобар на текущую дату. Моделирование осуществляется по следующей схеме.

На основе закона Дарси

,

где w - общая скорость фильтрации,

w_н, w_в - скорость фильтрации по нефти и воде,

К - абсолютная проницаемость пласта-коллектора,

, - гидропроводность пласта по нефти и воде,

k_н, k_в - относительные фазовые проницаемости пласта-коллектора по нефти и воде,

µ_н, µ_в - вязкости нефти и воды,

Р - давление в произвольной точке пласта,

и уравнения неразрывности

,

где h - толщина пласта,

n₀ - общее число скважин на моделируемом объекте разработки (генеральная совокупность скважин),

δ - дельта-функция Дирака,

х, y - прямоугольные координаты,

q_i - дебит скважины за порядковым номером i,

записывается уравнение Пуассона для давления в любой точке (х, у) двухмерного продуктивного пласта в каждый момент времени t.

Уравнение Пуассона решается методом сеточных аппроксимаций.

Для того чтобы моделируемый фильтрационный процесс как можно более соответствовал реальной картине, используют набор реперных значений давления, получаемых путем прямых замеров в скважинах. Ансамбль реперных значений давления состоит из набора периодически обновляемых в соответствии с отраслевым регламентом [Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. Министерство энергетики РФ, 05 февраля 2002 г. РД 153-39.0-109-01] значений пластовых давлений в каждой из скважин репрезентативной выборки и набора значений забойных давлений в тех же скважинах, получаемых в режиме одновременного снятия отсчетов не реже одного раза в сутки.

При наличии периодически обновляемых данных о значениях пластовых давлений ежесуточный регламент снятия отсчетов забойных давлений дает возможность построения с удовлетворительной точностью карты изобар на любую произвольную дату.

На фиг.6 и 7 приведена карта изобар рассмотренной залежи на 12 июля 2008 года в двух видах - объемном и плоском соответственно. Вертикальной координатой объемного вида является давление.

Таким образом, предложенное техническое решение дает возможность повысить точность изобарного картирования при наличии зональной неоднородности продуктивного пласта.

Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату. Техническим результатом предлагаемого технического решения является повышение точности изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности. Для этого определяют проницаемость продуктивного пласта, его пористость, толщину, водонасыщенность, вязкости насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значения их фазовых проницаемостей. Собирают информацию о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения. Перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности. Скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта. При этом критерий репрезентативности основан на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта. Замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки. Моделируют процесс фильтрации пластовой жидкости и строят на основе данных математического моделирования карту изобар. 7 ил.

Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта, включающий определение проницаемости продуктивного пласта, его пористости, толщины, водонасыщенности, вязкостей насыщающего флюида и вытесняющего агента, а также значений их фазовых проницаемостей, сбор информации о технологических режимах работы всех скважин за весь период эксплуатации месторождения, замеры забойных и пластовых давлений в отдельных скважинах, математическое моделирование процесса фильтрации пластовой жидкости, построение на основе данных моделирования карты изобар, отличающийся тем, что перед замерами давления определяют коэффициенты продуктивности всех скважин генеральной совокупности, скважины для осуществления замеров давления выбирают исходя из критерия репрезентативности, основанном на коэффициенте вариации и распределении коэффициента продуктивности по скважинам генеральной совокупности, характеризующих зональную неоднородность продуктивного пласта, а также исходя из наибольшей равномерности размещения скважин выборки по площади продуктивного пласта, при этом замеры давления в скважинах репрезентативной выборки проводят одновременно и не реже одного раза в сутки.