Определение пластов. Определение фильтрационных параметров пласта по данным интерпрет. Определение фильтрационных параметров по данным интерпретации кривых стабилизации давления и анализе добычи

• Название: Определение фильтрационных параметров по данным интерпретации кривых стабилизации давления и анализе добычи
• Анкор: Определение пластов
• Дата: 15.01.2023
• Размер: 369.03 Kb.
• Имя файла: Определение фильтрационных параметров пласта по данным интерпрет.docx
• Тип: Реферат; #887588

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ

УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА ИМ. М.С. ГУЦЕРИЕВА

Реферат по дисциплине:

Физика нефтяного и газового пласта

на тему:

Определение фильтрационных параметров по данным интерпретации кривых стабилизации давления и анализе добычи .

Выполнил:

Студент 3 курса

Группы ВБ- 21.03.01.01-31(к)Вт

Каменев П. В.

Проверил:

Преподаватель

Борхович С.Ю.

Ижевск – 2022

Содержание

Введение 3

Оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта на основе анализа добычи и кривых стабилизации давления 5

Интерпретация данных добычи (модуль Topaz) 8

Список литературы 12

Введение
На данный момент основным источником информации о фильтрационных параметрах пласта являются гидродинамические исследования скважин (КВД или КВУ). Для определения правильных параметров зоны пласта, удаленной от скважины, продолжительность регистрации КВД или КВУ должна быть достаточно большой, что приводит к потерям при добыче нефти. Интерпретация гидродинамических данных (ГДИ) многими нефтедобывающими предприятиями осуществляется в программном продукте KAPPA. Как правило, на практике исследования методом КВД в низкопроницаемых коллекторах (в работе рассматривается класс коллектора по проницаемости - низкая и средняя, классификация А.А. Ханина) и последующая обработка в программном продукте KAPPA (модуль Saphir) чаще всего неинформативны из–за невозможности выделения участок радиальной фильтрации (длительная фильтрация необходима для остановки скважины) и, как следствие, неправильно определяются (оцениваются) параметры коллектора.

В настоящее время на нефтяных месторождениях глубоководные насосы все чаще оснащаются датчиками давления (термоманометрическими системами (ТМС) или глубоководными манометрами) в большинстве случаев для контроля работы насосов . Изменение давления регистрируется в течение всего времени эксплуатации скважины. На данный момент анализ данных о давлении, записанных с помощью глубинных датчиков, показал возможность их автоматической интерпретации в программном продукте KAPPA. Таким образом, для определения фильтрационных характеристик пласта, а также для снижения потерь нефти при гидродинамических исследованиях стало возможным широко использовать метод исследования скважин без их остановки - метод стабилизации давления (КСД). Однако остается недостаточно изученным вопрос анализа и обработки результатов измерений с регистрацией кривых стабилизации давления, которые, как и КВД, могут предоставить необходимую информацию о параметрах пласта.

В работе представлены результаты сравнительного анализа трех методов определения фильтрационных параметров пласта: традиционного, основанного на регистрации и обработке кривой восстановления давления (КВД), регистрации и обработке кривых стабилизации давления (КСД) и анализа добычи. Метод, основанный на обработке КВД, теоретически обоснован, его надежность подтверждена долгой историей практического применения. Преимуществом методов КСД и анализа добычи является отсутствие необходимости в длительной остановке скважин. Достоверность результатов, полученных методами КСД и горного анализа, была оценена в сравнении с традиционным методом КВД. Для решения этой задачи были использованы материалы для регистрации внутрискважинного давления и дебита жидкости скважин на месторождениях Пермского края (терригенных объектах). Кривые восстановления и стабилизации давления обрабатывались в модуле Saphir программного пакета KAPPA Workstation v5.20.01, производственные данные – в модуле Topaz этого программного продукта. Сравнение данных, полученных при интерпретации КВД, методов КСД и анализа майнинга, показало высокую сходимость результатов, расхождение значений составляет менее 5%. В результате анализа был сделан вывод, что методы КСД и анализа добычи могут быть использованы для определения параметров коллектора, когда это невозможно сделать КВД из-за низкого качества данных (недостаточно восстановленный КВД), и на основе информации о коллекторе можно уточнить гидродинамическая модель и оптимизация режимов работы скважин.
Оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта на основе анализа добычи и кривых стабилизации давления
Аналогичные исследования, заключающиеся в последовательной детализации моделей, выполнены также применительно к карбонатным коллекторам. При этом, на одном из шагов детализации, получена единственная работоспособная модель, использующая и проницаемость уда- ленной зоны пласта, и скин-фактор, определенные при обработке КВД. Кроме того, построена модель, включающая полученный при обработке АД скин-фактор. И ни в одном случае не удалось получить работоспособную модель при использовании в качестве независимых переменных параметров, определенных по КСД. Данный факт очередной раз подчеркивает сложность процессов, происходящих при выработке запасов из карбонатных коллекторов.

Таким образом, для терригенных и карбонатных коллекторов построена серия многомерных моделей дебитов с использованием принципа их последовательной детализации. Основной целью выполненных исследований являлась всесторонняя оценка достоверности трех современных методов определения фильтрационных параметров продуктивных пластов - КВД, КСД и АД. В результате анализа построенных моделей получены следующие выводы:

• для терригенных коллекторов все три метода демонстрируют высокую достоверность, однако фильтрационные параметры, определенные при обработке КВД, являются несколько более точными.

• для карбонатных коллекторов высокую надежность в определении фильтрационных параметров демонстрирует только метод КВД. Метод АД можно эффективно использовать с целью достоверного определения только величины скин-фактора.

• причинами невысокой достоверности методов КСД и АД применительно к карбонатным коллекторам могут быть либо несоответствие их математического аппарата фактическим условиям выработки запасов, либо недостаточная точность и регулярность промысловых исследований, используемых при практической реализации данных методов.

Для удобства визуального восприятия полученные выводы представлены также в таблице.

При формировании исходной информации для интерпретации данных гидродинамических исследований, полученных в терригенных отложениях, необходимо, в первую очередь, обращать на параметр обводненности продукции скважин, а, следовательно, и на фазовые проницаемости.

При формировании исходной информации для интерпретации данных гидродинамических исследований, полученных в карбонатных отложениях, необходимо, в первую очередь, обращать на такой параметр, как толщина пласта. Проблематика выбора толщины (общей либо перфорированной) участвующей в определении проницаемости из величины гидропроводности, по прежнему остается актуальной. Вероятно, именно неопределенности в выборе толщины пласта при вычислении проницаемости является основной проблемой, обуславливающей невысокую достоверность определения проницаемости карбонатных коллекторов. Решение данной проблемы должно быть основано на комплексном анализе геофизических (потокометрия, термометрия) и гидродинамических исследований.

Таблица 1 Оценка достоверности определения фильтрационных параметров различными методами исследования скважин
Метод	Терригенные отложения	Карбонатные отложения
КВД	kузпи S	kузпи S
КСД	kузпи S	-
АД	kузпи S	S

Необходимо отметить, что при подборе скважин под геолого-технические мероприятия, основываясь на значениях скин-фактора, необходимо оперировать данной величиной, полученной при обработке данных метода КВД. Это связано с тем, что имеется существенное различие в длительности исследования КСД и АД по сравнению с КВД. То есть величина скин-фактора, определенная при обработке данных метода КВД, является величиной, характеризующей состояние призабойной зоны пласта на данный, текущий момент времени. В то же время как скин-фактор, определенный при обработке данных методов КСД и АД, является величиной, осредняющей состояние призабойной зоны пласта за период времени, соответствующий записи давлений и дебитов, которые впоследствии используются при обработке.
Интерпретация данных КВД и КСД (модуль Saphir)

Для обработки и дальнейшей интерпретации данных исследований проведен анализ истории записи давлений, по каждой скважине оценивалась следующая информация: наличие КСД; кондиционность записи; проведение исследований; отсутствие ГТМ.

О дним из основных условий, обеспечивающих качественное проведение исследований методом КСД и корректную интерпретацию, является тре- бование по длительности отработки скважины на режиме перед остановкой на исследование. Реко- мендуемое время отработки скважины на режиме должно превышать в 1,5–3 раза время начала участка радиального притока. На результаты исследований существенно влияют такие ха- рактеристики, как дебит и продолжительность (необходимо учитывать всю предысторию скважины). Измерения давления в обязательном порядке должны сопровождаться данными о предыстории эксплуатации скважины. Основные гео- лого-физические характеристики объекта Тл-Бб Шагиртско-Гожанского месторождения следующие: средняя глубина залегания пласта – 1360,0 м; нефтенасыщенная толщина пласта – 3,5–5,7 м; начальное пластовое давление – 14,6 МПа; пористость – 19 %; проницаемость – 0,22–0,59 мкм2; вязкость нефти в пластовых усло- виях – 36,0 мПас; газосодержание – 14,2 м3/т; объемный коэффициент нефти – 1,027. На рис. 1 представлена запись забойного давления и дебита жидкости по скважине № 287 Шагиртско-Гожанского месторождения Пермского края. Из анализа истории записи давления и дебита по скважине № 287 выделяется – два участка КСД и два участка проведения ГДИ, также весь временной промежуток можно использовать для анализа добычи в модуле Topaz.

Стоить отметить, что не все исследования, полученные с ТМС или глубинных манометров, могут быть в дальнейшем интерпретированы в связи с неудовлетворительным качеством исходных данных по замерам дебитов, которые могут быть вызваны следующими причинами: отсутствие замеров дебита вовремя КСД и низкая дискретность замеров дебита. Также по ряду скважин получены некондиционные записи давлений, которые не подлежат обработке по нескольким причинам: нестабильная работа насосного оборудования и низкая разрешающая способность глубинных манометров.

Низкая разрешающая способность датчиков ТМС играет значительную роль в кондиционности записи давления и в дальнейшей корректной интерпретации данных. Обычно низкая разрешающая способность датчиков не позволяет зафиксировать минимальные изменения давления, что особенно важно, когда кривая выходит на асимптоту, которая характеризует фильтрационные параметры пласта.
Интерпретация данных добычи (модуль Topaz)
Метод анализа добычи, реализованный в программном комплексе KAPPA Workstation v5.20.01 модуль Topaz, позволяет оценить тот же набор параметров пласта, что и в модуле Saphir. Адаптация модели производится по накопленной добыче и забойному давлению, для этого строятся зависимо- сти забойного давления, дебита жидкости и накопленной добычи от времени. Для получения качественных данных необходимы данные длительного мониторинга работы скважины – в течение нескольких месяцев, желательно с момента ввода ее в эксплуатацию. На рис. 2 представлен диагностический график математической модели кривой (коричневым и зеленым цветами показаны дебит и давление соответственно, замеренные с помощью ТМС; красными кривыми показаны математические модели, описывающие гра- фик дебита, накопленной добычи жидкости и давления), выделенной на рис. 2. Результаты обработки данных АД представлены в таблице.



Анализ полученных данных

В таблице показано сравнение полученных значений проницаемости и скинфактора в результате обработки двух КСД, двух КВД и истории добычи на скважине № 287. Из данных, представленных в таблице, видно, что проницаемость пластины, определенная по результатам интерпретации КВД (КВД восстановлена на 97-99%) и при обработке кривых стабилизации давления (разрез 1 и 2) находятся в пределах одних и тех же числовых значений, 13 и 14 мкд, соответственно. При сравнении значений проницаемости, полученных при обработке КВД, КСД и АД, расхождение между ними незначительно. Полученные данные свидетельствуют о достоверности полученных параметров коллектора и перспективности использования методов КСД и АД на практике для оценки проницаемости и состояния призабойной зоны пласта (скин-фактор).

Все КВД были охарактеризованы как почти полностью восстановленные, то есть определенные параметры резервуара можно считать правильными. В результате сравнения получены коэффициенты проницаемости, было установлено, что большинство значений характеризуются высокой степенью сходимости, отклонения значений находятся в пределах 5%, что может свидетельствовать о достоверности определения параметров пласта методом КСД и АД.

Заключение

В работе обозначена особо актуальная проблема – интерпретация данных ГДИ в низкопроницаемых коллекторах, поскольку по причине низких фильтрационно-емкостных свойств коллектора давление в скважинах восстанавливается в течение длительных периодов времени, и, несмотря на это, полного восстановления давления добиться удается не всегда. В случаях, когда КВД являются недовосстановленными, достоверно определить фильтрационные параметры пласта невозможно, либо возможно их определить лишь оценочно. В свою очередь, исследования методом стабилизации давления и анализ добычи в большинстве случаев имеют большую продолжительность по времени, чем исследования методов КВД, и, следовательно, на диагностическом графике можно четко выделить участок радиальной фильтрации и получать достоверные параметры пласта. В итоге можно сделать вывод, что при сопоставлении результатов, полученных при интерпретации КВД, с параметрами, полученными при обработке КСД и АД, получена высокая сходимость и погрешность находится в пределах 5 %. Таким образом, методы КСД и АД возможно использовать при определении параметров низкопроницаемых коллекторов, когда это невозможно сделать по КВД ввиду низкого качества данных (невосстановленные КВД), и на основании информации о пласте возможно уточнение гидродинамической модели и оптимизация режимов работы скважин.

Для решения поставленной задачи использовался эффективный инструмент – много- мерный регрессионный анализ. С его использованием построена серия статистических моделей с разной степенью детализации.

В результате выполненного моделирования доказана целесообразность практическо- го применения всех трех методов для определения фильтрационных параметров терри- генных коллекторов.

Установлено, что в карбонатных коллекторах достоверные значения проницаемости и скин-фактора определяются только методом КВД.

Список литературы

1. Управление разработкой на основе долговременного гидродинамического мониторинга на примере Западно-Салымского месторождения / Д.Н. Гуляев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 12. – С. 36–39.

2. Разработка дизайна гидродинамического исследования в условиях карбонатного коллектора / А.Е. Давыдова, А.А. Щуренко, Н.М. Дадакин [и др.] // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 6. – С. 68–79.

3. Повышение эффективности гидродинамического моделирования посредством применения усовершенствованных методик обработки данных гидродинамических исследований скважин (на примере Озерного месторождения) / М.В. Латышева, Ю.В. Устинова, В.В. Кашеварова, Д.В. Потехин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 15. – С. 73–80.

4. Галкин В.И., Пономарева И.Н., Черепанов С.С. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления (КВД) по геолого-промыcловым характеристикам пласта (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2015. – Т. 14. – № 17. – С. 32–40.

5. Сергеев В.Л., Нгуен Т.Х.Ф. Модели и алгоритмы адаптивной интерпретации результатов комбинированных газогидродинамических исследований интеллектуальных скважин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2018. – Т. 329. – № 10. – С. 67–75.

6. Оптимизация проведения гидродинамических исследований скважин в условиях карбонатного коллектора / А.Е. Давыдова, А.А. Щуренко, Н.М. Дадакин [и др.] // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2018. – Т. 17. – № 2. – С. 123–135.

7. Сергеев В.Л., Донг В.Х., Фам Д.А. Адаптивная интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин на прогнозирующих моделях // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 1. – С. 165–172.

8. Сергеев В.Л., Ву К.Д. Адаптивная интерпретация гидродинамических исследований горизонтальных скважин с идентификацией псевдорадиального потока // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2017. – Т. 328. – № 10. – С. 67–73.

9. Сергеев В.Л., Донг В.Х. Идентификация фильтрационных потоков в процессе гидродинамических исследований горизонтальных скважин с трещинами гидроразрыва пласта // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2019. – Т. 330. – № 3. – С. 103–110.