Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по данным эксплуатации

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания 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. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера.

Основными инструментами при анализе, мониторинге и определении оптимальной стратегии освоения месторождений углеводородов являются геолого-технологические модели залежей, от качества построения которых и соответствия их реальному геологическому строению залежи напрямую зависит достоверность расчетов технологических показателей разработки на перспективу и, как следствие, эффективность принятия управленческих решений. Достоверный прогноз технологических показателей при проектировании, анализе и мониторинге разработки невозможен без адаптации геолого-гидродинамической модели к фактическим данным истории разработки. При этом достоверность решения зависит от количества и качества исходной информации, а также в минимизации неопределенностей параметров, используемых при адаптации гидродинамических моделей.

Известен способ адаптации гидродинамических моделей [Красовский А.В., Петров С.А. Совершенствование методов настройки пластового давления при гидродинамическом моделировании. Сборник тезисов докладов XV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири». 20-22 мая 2008 г., ООО «ТюменНИИгипрогаз», г. Тюмень, 2008], включающий: расчет динамики падения пластового давления с текущими геологическими параметрами, определение по каждой скважине среднеквадратичного отклонения расчетного значения пластового давления от фактического (в случае кустов скважин - по каждому кусту), построение общей карты среднеквадратичных отклонений, задание ступенчатого диапазона изменения коэффициентов среднеквадратичного отклонения и установление на этой основе структурных границ регионов адаптации, приведение соответствия формата данных полученной карты во входной формат данных гидродинамического симулятора, задание пределов изменения геологических параметров коллекторов (пористость, проницаемость), исходя из степени соответствия модельных и фактических значений пластового давления по каждому из регионов.

Существенным недостатком этого способа является то, что введение локальных модификаторов параметров хоть и позволяет относительно просто воспроизвести историю разработки, но при этом искажает исходную геологическую модель так, что делает ее нереалистичной, т.е. не соответствующей исходной априорной информации и концептуальным представлениям геологов. В результате данный способ в большинстве случаев не способен обеспечить достоверный прогноз.

Известен способ адаптации гидродинамических моделей [Ф.С. Хисматуллина, В.Р. Сыртланов, Ф.С. Хисматуллина, B.C. Сыртланова, А.В. Дубровин. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов. Журнал «Нефтяное хозяйство», №1, 2005], включающий: замеры показателей эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин, а также давления и насыщенности в наблюдательных и пьезометрических скважинах; определение границ допустимых изменений настраиваемых параметров; разделение призабойной зоны пласта на m зон неоднородности, имеющих форму концентрических окружностей с центром в одной точке оси скважины; определение проницаемости для каждой зоны неоднородности k1, k2…km итерационной минимизацией функционала:

с подбором коэффициентов до тех пор, пока не будет выполняться условие уменьшения этого функционала.

Существенным недостатком способа является то, что он не позволяет учесть неоднородность пласта и не дает возможности оценить проницаемость контура питания в межкустовом пространстве, размеры которого достигают нескольких километров.

Известен способ адаптации гидродинамических моделей [В.Б. Леви. Усовершенствование гидродинамического моделирования на основе автоматизированного моделирования и анализа неопределенностей. Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ», №2, 2011], включающий: определение типа, регионального простирания и диапазона неопределенных параметров пласта; использование в качестве исходной информации различных вариантов геологических моделей или укрупненной гидродинамической модели с различающимся объединением слоев геологической модели; определение начальных, минимальных и максимальных значений изменяемых параметров; установку на графиках изменения показателей разработки контрольных точек, которые в дальнейшем определяют функцию целевого поиска; генерацию в ходе первых расчетов множества моделей, на основе анализа которых инициализируется стохастический эстиматор, представляющий собой комплекс приближенных интерполяционных моделей, по одной для каждого скалярного значения, характеризующего степень адаптации модели к истории разработки (отклика); оценку влияния неопределенностей на искомую функцию и определение вероятностных значений заложенных неопределенностей в расчет вариантов моделей.

Существенным недостатком данного способа, как и способов, перечисленных выше, является то, что для адаптации моделей используется информация с низкой степенью дискретности и значительной неопределенностью. Замеры пластового давления, как правило, проводятся 2 раза в год путем пересчета замеров статического устьевого давления. При этом, если остальные скважины куста в момент замера продолжают эксплуатироваться, то замеряется не истинное, а динамическое давление, величина отклонения которого определяется степенью взаимовлияния скважин в кусте. Величина пластового давления на момент адаптации определяется интерполяцией замеров. Кроме того, ввиду естественных колебаний потребительского спроса на газ при работе месторождения в единую газотранспортную систему наблюдаются постоянные флуктуации уровня отборов, которые в условиях взаимовлияния скважин через систему внутри промыслового сбора и транспорта газа ведут к изменению картины фильтрационных потоков. Таким образом, при дискретности адаптации в один квартал мы не имеем достоверной информации об объемах перетоков флюидов между зонами адаптации. Учитывая высокую сжимаемость газа и значительное расстояние между кустами скважин, достигающее нескольких километров, обоснованное уточнение геологических параметров в межкустовом пространстве не представляется возможным. Повышение частоты адаптаций в данном способе невозможно, т.к. требует высокоточного контроля динамики пластового давления, который не предусмотрен и отсутствуют средства измерения для его реализации. Кроме того, возрастают погрешности моделирования, связанные с тем, что степень взаимовлияния скважин через систему сбора газа значительно превышает их взаимовлияние через пласт.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение достоверности результатов гидродинамического моделирования и его оперативности за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации.

Цель изобретения - повышение обоснованности и эффективности технических и управленческих решений по разработке газовых и газоконденсатных месторождений, обеспечение максимального уровня газо- и конденсатоотдачи.

Технический результат достигается путем использования для адаптации модели данных, получаемых при эксплуатации залежи на нестационарном режиме фильтрации в период выборочной длительной остановки промыслов и непосредственно после их пуска в эксплуатацию. Заявляемое техническое решение позволяет исключить неопределенность направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутри промыслового сбора газа.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что создают геолого-газодинамическую модель залежи, каждая из ячеек которой содержит не более одной скважины/куста эксплуатационных скважин. Проводят условное разделение площади залежи на эксплуатационные зоны, в которых расположены эксплуатационные скважины того или иного промысла и прилегающие к ним периферийные зоны, в которых эксплуатационные скважины отсутствуют. Устья скважин оборудуют датчиками давления и температуры, узлами замера расхода (дебита) газа/газоконденсатной смеси. В период сезонного снижения потребительского спроса на газ производят остановку газовых скважин и газовых промыслов в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры. Она характеризуется пониженным относительно среднего по залежи пластовым давлением благодаря депрессионной воронке и наименьшей степенью обводненности порового объема пласта-коллектора и соответственно наименьшим содержанием жидкости в добываемом флюиде.

Одновременно с остановкой промыслов фиксируют с заданным шагом дискретизации устьевое давление и температуру, а также расход газа/газоконденсатной смеси по каждой скважине/кусту скважин. По показаниям устьевых замеров производят расчет по барометрической формуле величину пластового давления для каждой ячейки, в которой расположена остановленная скважина/куст скважин, и по изменению величины пластового давления, зарегистрированной в течение заданного временного интервала, рассчитывают методом материального баланса объем притока/оттока газа/газоконденсатной смеси в этой ячейке. Также по величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и принятых для данного участка залежи проницаемости и пористости коллектора рассчитывают переток газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по заданному направлению скважины/кусты скважин. После этого определяют интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и соседними ячейками, и сравнивают интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси с величиной притока/оттока, полученной по результатам контроля изменения давления в ячейке с остановленной скважиной/кустом скважин. И если при этом наблюдается расхождение между собой указанных величин, то производят корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного/межкустового пространства геолого-газодинамической модели залежи до достижения заданной сходимости результата, используя зависимость Кпр = ƒ(Kп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога.

По завершении срока, на который останавливали скважины (промысел), производят последовательный или одновременный запуск в работу скважин/кустов эксплуатационных скважин, фиксируя с заданной дискретностью их контролируемые параметры. По этим параметрам аналогично действиям при остановке скважин (промысла) повторно определяют величину пластового давления для каждой ячейки. По величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и уточненных (откорректированных) при остановке скважин/кустов скважин значений коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора, рассчитывают переток газа/газоконденсатной смеси между ячейкой, в которой была остановлена скважина/куст скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по заданному направлению скважины/кусты скважин. Полученную при запуске скважин (промысла) информацию используют для того, чтобы провести тонкую корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора и уточняют геолого-газодинамическую модель газовой залежи.

Непосредственно поле пуска промыслов в эксплуатацию также проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используя полученные при остановке и последующем запуске в эксплуатацию промысла данные, выполняют построение карты распределения фазовой проницаемости по площади залежей. После этого полученную карту сопоставляют с картой распределения фазовой проницаемости гидродинамической модели. На основе данного сопоставления определяют зоны, в которых наблюдается невязка рассматриваемых параметров. Исходя из степени их расхождения, в гидродинамическую модель вносят необходимую корректировку коэффициентов проницаемости для зон невязки. После этого по уточненной гидродинамической модели выполняют расчет воспроизведения истории разработки залежи, на основе которого выявляют скважины с отклонениями рассчитанного значения пластового давления от фактического. В случае выявления расхождения давлений на величину, превышающую допустимое значение, производят уточняющую корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного пространства, которую завершают при достижении заданной сходимости результатов. При этом для уточняющей корректировки используют зависимость Кпр = ƒ(Kп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога. По окончании корректировки вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи.

Способ реализуют следующим образом.

Используя данные проекта разработки месторождения, геологические и геофизические данные, результаты исследования добывающих и наблюдательных скважин, создают геолого-газодинамическую модель залежи, каждая из ячеек которой содержит не более одной скважины/куста эксплуатационных скважин. Площади залежи условно разделяют на эксплуатационные зоны, в которых расположены эксплуатационные скважины того или иного промысла и прилегающие к ним периферийные зоны, в которых эксплуатационные скважины отсутствуют. Перед проведением исследований устья и/или забои скважин оборудуют датчиками давления и температуры, узлами замера расхода (дебита) газа/газоконденсатной смеси. В случае наличия на кусте скважин комплекса телемеханических устройств для проведения исследований используются его возможности.

Исследования проводят в период сезонного снижения потребительского спроса на газ. Во время исследований производят остановку газовых скважин и газовых промыслов в эксплуатационных зонах, расположенных в сводовой части структуры. Она характеризуется пониженным относительно среднего по залежи пластовым давлением благодаря депрессионной воронке и наименьшей степенью обводненности норового объема пласта-коллектора и соответственно наименьшим содержанием жидкости в добываемом флюиде.

Одновременно с остановкой промыслов начинают проводить измерения, фиксируя с заданным шагом дискретизации устьевое давление и температуру, а также расход газа/газоконденсатной смеси по каждой скважине/кусту скважин. По фиксируемым на каждом шаге дискретизации показаниям забойных параметров, а при отсутствии приборов на забое, по замерам устьевых параметров (производя расчет по барометрической формуле для каждого шага дискретных измерений) определяют величины пластового давления для каждой ячейки, в которой расположена остановленная скважина/куст скважин. Величину пластового давления газа контролируют в зонах с момента остановки скважин и до его стабилизации после пуска скважин в эксплуатацию, регистрируя кривые восстановления давления (КВД).

Используя изменения величины пластового давления, зарегистрированной в течение заданного временного интервала, рассчитывают методом материального баланса объем притока/оттока газа/газоконденсатной смеси в этой ячейке. Также по величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и принятых для данного участка залежи проницаемости и пористости коллектора рассчитывают переток газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по заданному направлению скважины/кусты скважин. Используя результаты расчета перетоков, определяют интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и соседними ячейками и сравнивают интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси с величиной притока/оттока, полученной по результатам контроля изменения давления в ячейке с остановленной скважиной/кустом скважин. В случае, если будет наблюдаться расхождение между рассчитанной интегральной величиной перетока и его величиной, полученной по результатам контроля изменения давления в ячейке, то производят корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного/межкустового пространства геолого-газодинамической модели залежи. Корректировку производят до достижения заданной сходимости указанных параметров, используя зависимость Кпр = ƒ(Kп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога.

По окончании срока, на который были остановлены скважины (промысел), производят последовательный (или одновременный) запуск в работу скважин/кустов эксплуатационных скважин. При запуске скважин производят измерение всех контролируемых параметров, фиксируя с заданной дискретностью их величины. По этим параметрам, аналогично действиям при остановке скважин (промысла) повторно определяют величину пластового давления для каждой ячейки, используя те же самые методы.

По величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и уточненных (откорректированных) при остановке скважин/кустов скважин значений коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора снова рассчитывают переток газа/газоконденсатной смеси. Рассчитывают переток между ячейкой, в которой была остановлена скважина/куст скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по заданному направлению скважины/кусты скважин. Также снова определяют и интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и соседними ячейками. Полученную при запуске скважин (промысла) информацию используют для того, чтобы провести тонкую корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора, и уточняют геолого-газодинамическую модель газовой залежи по комплексу параметров, полученных при остановке и запуске скважин.

Непосредственно поле пуска промыслов в эксплуатацию также проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи и необходимой для определения максимально эффективных режимов ее эксплуатации. Для этого, используя полученные при остановке и последующем запуске в эксплуатацию промысла данные, выполняют построение карты распределения фазовой проницаемости по площади залежей. После этого полученную карту сопоставляют с картой распределения фазовой проницаемости гидродинамической модели. На основе данного сопоставления определяют зоны, в которых наблюдается невязка рассматриваемых параметров. Исходя из степени их расхождения, в гидродинамическую модель вносят необходимую корректировку коэффициентов проницаемости для зон невязки. После этого по уточненной гидродинамической модели выполняют расчет воспроизведения истории разработки залежи, на основе которого выявляют скважины с отклонениями рассчитанного значения пластового давления от фактического. В случае выявления расхождения давлений на величину, превышающую допустимое значение, производят уточняющую корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного пространства, которую завершают при достижении заданной сходимости результатов. При этом для уточняющей корректировки используют зависимость Кпр = ƒ(Kп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога. По окончании корректировки вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи.

С целью оценки возможности использования результатов исследований гидропрослушивания и КВД для уточнения гидродинамических моделей выполнена серия расчетов при использовании гидродинамического симулятора Schlumberger Eclipse 2009 (численная модель) и программного комплекса KAPPA Saphir (аналитическая модель пласта).

Данные расчеты (приведены для информации эксперту) проводились по следующему сценарию:

1. Создание численной модели участка пласта (фиг. 1 для информации).

2. Размещение реагирующей и возмущающей скважин с расстояниями между ними (в рассматриваемом случае 2000 м), приближенному к межскважинному пространству фактически разрабатываемого месторождения.

3. Моделирование процесса исследования по гидропрослушиванию пласта на созданной численной модели.

4. Обработка полученных данных исследования на аналитической модели пласта (в ПО KAPPA).

5. Сопоставление результатов интерпретации исследования на аналитической модели пласта с параметрами пласта, заложенными в численную модель.

Расчеты производились на первом этапе при условии однородности пласта по фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) и различном размещении скважин относительно граней блоков численной модели пласта, а также различных размеров блоков гидродинамической модели (ГДМ) и граничных условий пласта.

Основные результаты сопоставления проницаемостигидродинамической модели, получаемой по результатам интерпретации исследовательских работ в программном комплексе KAPPA для различных условий, представлены в таблице 1.

Основываясь на выполненных расчетах для однородного пласта при различных условиях моделирования на численной модели, можно сделать следующие основные выводы:

- в условиях однородного бесконечного пласта полученные результаты гидропрослушивания на аналитической модели соответствуют параметрам пласта, заданным в численной модели;

- на реальных месторождениях условия бесконечно длинного пласта могут существовать на залежах пластового типа не введенных в разработку (при начальных термобарических условиях) при значительной площади нефтегазоносности или при низкой проницаемости пласта;

- результаты интерпретации КВД на аналитической модели хорошо согласуются с заложенными параметрами пласта в численную модель (ГДМ).

Таким образом, результаты гидропрослушивания скважин однозначно позволяют уточнять геолого-газодинамическую модель газовой залежи.

Пример реализации способа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении (ЯНГКМ). Характерной особенностью текущего состояния разработки центральной площади сеноманской залежи ЯНГКМ является то, что подавляющее количество скважин без признаков обводнения расположены в купольной части, в эксплуатационных зонах промыслов ГП-2, 3, 5, начальные геологические запасы которых практически полностью выработаны. Эксплуатация осуществляется за счет перетока газа из смежных зон и периферии. Это дает возможность произвести полную остановку промыслов, которая позволяет частично восстановить энергетический потенциал залежи, необходимый для прохождения периода пиковых нагрузок (которые приходятся на зимний период эксплуатации месторождения). Данное геолого-техническое мероприятие (ГТМ), направленное на обеспечение стабильности работы фонда скважин и аккумуляции запасов в зоне отбора, реализуется с 2011 года. С целью контроля динамики пластовых давлений в период остановки и после пуска скважин, для оценки эффекта реализуется «Программа по контролю динамики пластового давления сеноманской залежи ЯНГКМ в период длительной остановки промыслов». Она включает регистрацию кривой восстановления давления (на устьях или на забоях опорных скважин), замер статических устьевых и пластовых давлений в контрольных вертикальных скважинах в течение всего периода остановки и после пуска промыслов.

По изменению величины пластового давления в заданном временном интервале рассчитывают методом материального баланса объем притока/оттока газа в ячейку геолого-газодинамической модели, где расположена рассматриваемая скважина. По величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и принятых для этой ячейки проницаемости и пористости коллектора рассчитывают переток газа между ячейкой остановленной скважины/куста скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по данному направлению скважины/кусты скважин. Из полученных результатов определяют интегральную величину перетока между ячейкой остановленной скважины/куста скважин и соседними ячейками, сравнивают ее с величиной притока/оттока полученной по результатам контроля изменения давления в ячейке остановленной скважины/куста скважин. Если наблюдается расхождение указанных величин, то производят корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного/межкустового пространства до достижения заданной сходимости результата, используя зависимость Kпр = ƒ(Kп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога, и далее вносят соответствующие изменения в геолого-газодинамическую модель залежи.

Для уточнения данных, полученных в период длительной остановки промыслов, непосредственно поле пуска промыслов в эксплуатацию проводят масштабные исследования, которые по сути повторяют исследования при остановке промысла, но с учетом того, что скважины вводятся в эксплуатацию, и дополняют эти исследования методом гидропрослушивания (см. таблицу 1).

Фазовую проницаемость продуктивного пласта в методе гидропрослушивания уточняют путем регистрации с использованием глубинных приборов на длительном интервале времени изменения пластового давления в скважинах от работы соседних возмущающих скважин. Технология исследований включает создание импульсов для возбуждения пласта пуском возмущающих скважин в работу с постоянным дебитом газа. С целью снижения влияния посторонних факторов (реакция соседних скважин, падение пластового давления и др.) на результаты измерений исследования выполняют в период запуска промыслов после планово-предупредительных ремонтов (ППР). Скважины для параллельных исследований подбирают таким образом, чтобы расстояние между их зонами было не менее 3R0 (где R0 - расстояние от реагирующей до возмущающей скважины). Схематически это представлено на фиг. 2 (приведенной для информации эксперту).

За несколько суток до проведения исследований в скважину спускают глубинный манометр для определения фона изменения давления в пласте. Если в процессе получения фоновых измерений обнаружено закономерное изменение давления, то в последующем, при обработке данных, из кривой реагирования вычитают фоновое значение, получаемое путем его экстраполяции.

С целью получения наибольшей информации о параметрах продуктивного пласта в различных направлениях скважину-кандидат для возмущения выбирают из центрального фонда скважин. Этот участок залежи характеризуется наименьшим пластовым давлением, и забои скважин расположены в зоне уточнения параметров пласта. Ориентировочное время на проведение исследования определяют из формулы, отображающей изменение давления в однородном пласте, не ограниченном по простиранию:

где q - дебит газа возмущающей скважины, приведенный к стандартным условиям;

Рпл - пластовое давление на начало исследования;

Р - пластовое давление на конец исследования;

- гидропродность пласта;

t - время проведения исследования;

χ - коэффициент пъезопроводности пласта;

R - расстояние от возмущающей скважины до реагирующей;

В - объемный коэффициент газа, определяемый из соотношения:

Рст, Тст - стандартные значения давления и температуры;

Тпл - пластовая температура.

Сопоставляя результаты расчетов, выполненных на гидродинамической модели однородного пласта с пористостью 0,15 д. ед., эффективной толщиной 18 м, газонасыщенностью 0,7 д. ед. и фазовой проницаемостью 9 мД, и дебитом возмущающей скважины 125 тыс. м3/сут, находящейся на расстоянии 800 м от регистрирующей скважины, с результатами расчетов по формуле (1), можно констатировать о достаточно хорошей сходимости результатов расчетов так: различия в пластовом давление по реагирующей скважине на 13 день отличаются на 0,04%, а на 27 день на -0,005%.

Основываясь на результатах интерпретации проведенных масштабных исследований, выполняется построение карты распределения фазовой проницаемости по площади залежей, после чего полученная карта сопоставляется с картой распределения фазовой проницаемости гидродинамической модели. На основе данного сопоставления определяются зоны невязок. Исходя из степени расхождения рассматриваемых параметров, в гидродинамической модели осуществляется корректировка коэффициента проницаемости. После чего на уточненной гидродинамической модели выполняется расчет воспроизведения истории разработки залежи, на основе которого выявляются скважины с отклонениями расчетного значения пластового давления от фактического. Если наблюдается расхождение указанных величин, то производится корректировка коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного пространства до достижения заданной сходимости результата. Корректировку осуществляют, используя зависимость:

Kпр = ƒ(Kп),

полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога, и далее вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи.

Уточнение ФЕС пластов в реальных гидродинамических моделях месторождений с использованием данных исследований, связано с рядом сложностей. Основной является необходимость преобразования формулы (1), по которой определяются параметры пласта, т.к. формула работает только для условий однородного пласта. Учитывая, что количество ячеек в модели реального месторождения достаточно велико и, как правило, пласты месторождений по большей части своей неоднородны, использование результатов исследований и формулы (1) возможно лишь в качестве коэффициента, корректирующего осредненные свойства модели в случае их отличий от фактических на участке между реагирующей и возмущающей скважиной.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет оперативно уточнять параметры геолого-газодинамической модели газовой залежи на поздней стадии эксплуатации, благодаря чему обеспечивается обоснованность и эффективность технических и управленческих решений по разработке газовых и газоконденсатных месторождений и достигается максимальный уровень их газо- и конденсатоотдачи.

1. Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи, включающий создание геолого-газодинамической модели залежи, каждая из ячеек которой содержит не более одной скважины/куста эксплуатационных скважин, оборудование устья и/или забоя скважин датчиками давления и температуры, а также узлами замера расхода - дебита газа/газоконденсатной смеси, отличающийся тем, что производят последовательную или одновременную остановку скважин/кустов эксплуатационных скважин на всей залежи или зоне размещения скважин отдельного газового промысла и одновременно фиксируют с заданным шагом дискретизации пластовое давление и/или устьевое давление и температуру, а также расход газа/газоконденсатной смеси по каждой скважине/кусту скважин, а при отсутствии прямых замеров на забое производят измерения параметров на устье и определяют величину пластового давления для каждого шага дискретизации измерений и каждой ячейки, в которой расположена остановленная скважина/куст скважин, и по изменению величины пластового давления, зарегистрированной в течение заданного временного интервала, рассчитывают методом материального баланса объем притока/оттока газа/газоконденсатной смеси в этой ячейке, а по величине градиента пластового давления, известной вязкости газа и принятых для данного участка залежи проницаемости и пористости коллектора рассчитывают переток газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и ячейками, в которых расположены ближайшие по заданному направлению скважины/кусты скважин, после чего определяют интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси между ячейкой с остановленной скважиной/кустом скважин и соседними ячейками и сравнивают интегральную величину перетока газа/газоконденсатной смеси с величиной притока/оттока, полученной по результатам контроля изменения давления в ячейке с остановленной скважиной/кустом скважин, и, если наблюдается расхождение указанных величин, то производят корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного/межкустового пространства геолого-газодинамической модели залежи до достижения заданной сходимости результата, используя зависимость Кпр=ƒ(Кп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога.

2. Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по п. 1, отличающийся тем, что после остановки скважин/кустов эксплуатационных скважин на всей залежи или зоне размещения скважин отдельного газового промысла на срок с заданной продолжительностью производят последовательный или одновременный запуск в работу скважин/кустов эксплуатационных скважин, фиксируя с заданной дискретностью их контролируемые параметры, по которым аналогично п. 1 с использованием откорректированных при остановке скважин/кустов скважин значений коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора получают информацию, используя которую производят их тонкую корректировку и уточняют геолого-газодинамическую модель газовой залежи.

3. Способ уточнения геолого-газодинамической модели газовой залежи по п. 2, отличающийся тем, что непосредственно после пуска промыслов в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания и по полученным данным выполняют построение карты распределения фазовой проницаемости по площади залежей, после чего полученную карту сопоставляют с картой распределения фазовой проницаемости гидродинамической модели и на основе данного сопоставления определяют зоны, в которых наблюдают невязку рассматриваемых параметров и, исходя из степени их расхождения, вносят в гидродинамическую модель необходимую корректировку коэффициентов проницаемости для зон невязки, после чего на уточненной гидродинамической модели выполняют расчет воспроизведения истории разработки залежи, на основе которого выявляют скважины с отклонениями рассчитанного значения пластового давления от фактического и, если наблюдают расхождение указанных величин выше допустимого, то производят уточняющую корректировку коэффициентов проницаемости (Кпр) и пористости (Кп) коллектора в ячейках межскважинного пространства, которую завершают при достижении заданной сходимости результатов, при этом для уточняющей корректировки используют зависимость Кпр=ƒ(Кп), полученную эмпирическим путем для данной залежи или залежи-аналога, и далее вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геологии. Заявленное решение включает выполнение проверочного испытания на устройстве с использованием ряда эталонных флюидов, при этом устройство имеет калиброванный оптический датчик, установленный в нем, который содержит один или более оптических элементов.

Изобретение относится к бурению направленных скважин и может быть применено для бурения пересекающихся скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расположения скважины относительно цели.

Изобретение относится к устройствам, предназначенным для проведения научно-прикладных исследований в области разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, проведения экспериментов, связанных с имитацией динамических процессов, происходящих в газовой или газоконденсатной скважине, работающей с пескопроявлениями и/или жидкостями, в т.ч.

Группа изобретений относится к акустическим методам измерения и контроля и может быть использована для определения уровня жидкости в скважинах, колодцах и резервуарах.

Изобретение относится к области термометрии и может быть использовано в процессе скважинных измерений. Предложены способы и устройство для распределенного измерения температуры вдоль оптического волновода, размещенного в осевом направлении по отношению к трубопроводу, с использованием распределенного датчика температуры и набора датчиков температуры.

Изобретение относится к гидроэнергетике, в частности к автоматизированным средствам контроля технического состояния протяженных объектов, таких как гидротехнические сооружения (ГТС) - грунтовые плотины, дамбы с большим количеством разнесенных измерительных точек, и может быть использовано, в частности, в системах дистанционного контроля фильтрации воды, уровня воды в напорных и ненапорных пьезометрических скважинах и уровня воды в гидронивелирах гидроэлектростанций.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений углеводородов, в частности при контроле теплоизолирующей способности теплоизолированной колоны (ТОК) и оценке качества цементирования скважин, пробуренных в районах низкотемпературных пород (НП).

Изобретение относится к контролю состояния электродвигателей в скважинных инструментах, применяемых для бурения, обустройства, обслуживания и контроля скважин, образованных в земле.

Изобретение относится к горному делу - к приборам горной геофизики, используется для определения напряжений в породном массиве путем нагнетания жидкости под давлением в герметизированный участок скважины до разрушения ее стенок.

Изобретение относится к акустическим исследованиям формации. Предложен способ оценки трещиноватости в формации, включающий в себя: размещение прибора акустического каротажа в обсаженной скважине в формации, при этом прибор акустического каротажа включает в себя многоэлектродный генератор звуковых колебаний и приемник звуковых колебаний; передачу акустического сигнала в ствол пробуренной скважины; измерение сигналов глубинной поперечной волны (DSW), генерируемых объемными поперечными волнами, отраженными в пласте в зоне дальнего поля пласта вокруг скважины; и оценку, по меньшей мере, места и ориентации трещиноватости в пласте на основании сигналов DSW.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания 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. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Наверх