Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом. Техническим результатом является повышение точности прогноза пластового давления в каждой точке многопластового месторождения. Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений, с одновременной эксплуатацией скважинами нескольких пластов и неравномерностью отборов по разрезу, включающий газодинамические исследования скважин, уточнение трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования, замерами пластового давления. При этом построение карты изобар проводят по результатам расчета гидродинамической модели, которые объединяют с результатами исследований скважин, используя детерминистическую интерполяцию.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, в котором по результатам математического моделирования на любой момент времени строят карты изобар (Патент RU №2183268, опубл. 10.06.2002).

Недостатком данного способа является то, что в картопостроении участвует один пласт с одинаковыми начальными термобарическими условиями и равномерной выработкой запасов по разрезу залежи. Наличие нескольких пластов с различной степенью выработки и наличием скважин, эксплуатирующими одновременно несколько пластов, не позволит корректно оценить пластовое давление, используя данный способ.

Известен способ, наиболее близкий по технической сущности к заявляемому и выбранный в качестве прототипа (Патент RU №2416719, 20.04.2011), позволяющий повысить точность изобарного картирования продуктивного пласта в случае его зональной неоднородности.

Недостатком известного способа является построение карты изобар на основе математического моделирования процессов фильтрации, которое предъявляет высокие требования к применяемым математическим моделям. В соответствии с действующими нормативными документами отклонение расчетного тренда пластового давления не должно превышать 25% по сравнению с трендовой линией фактических данных за исторический период. Подобная погрешность приведет к значительным неточностям при определении пластового давления для планирования разработки.

Кроме этого известный способ в случае с многопластовой залежью имеет ряд следующих недостатков:

1) невозможно оценить давление по отдельным пластам;

2) расчетное пластовое давление в периферийной части залежи практически не зависит от степени выработки объекта, что в принципе не верно;

3) различие ФЕС по латерали практически не влияет на плотность и форму линий изобар, за пределами эксплуатационной зоны - зоны размещения добывающих скважин;

4) способ не позволяет учесть геологические особенности залежи (разломы, зоны глинизации и т.д.), поэтому они никак не влияют на распределение пластового давления по залежи (что также не верно);

5) большое количество пластов с различными начальными условиями, объединяемых в объект разработки, требует большого количества вычислений.

Интерполяция пластового давления в двумерном пространстве, в случае многопластовой залежи, также имеет существенное ограничение и в случае, если скважина, по которой производится замер, не вскрывает все газонасыщенные пласты залежи. Замеренное пластовое давление в районе такой скважины будет заниженным из-за исключения из исследования неразрабатываемых пластов. Давление в неперфорированных пластах выше, чем давление в перфорированном интервале. Следовательно, карта изобар, построенная по таким замерам, будет иметь заниженное давление в эксплуатационной зоне, и для соблюдения материального баланса по карте изобар необходимо завышать давление в периферийной части.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является устранение указанных недостатков и минимизация погрешности определения пластового давления при проектировании геолого-технологических мероприятий на скважинах, а также при планировании разработки месторождений.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение поглощений бурового раствора и минимизация вероятности газопроявлений, а также увеличение качества управленческих решений по разработке месторождений за счет более точного прогноза пластового давления в каждом пласте многопластовой залежи.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа включает последовательность следующих операций:

1) проводят исследования скважин для определения пластового давления, приведение замеров на глубину TVD (глубина точки, для которой рассчитывается давление); пересчет замеров пластового давления по интервалу перфорации для последующих операций моделирования, например по формуле расчета гидростатического давления:

где P_TVD - давление в скважине на глубине TVD;

Р - давление на плоскости приведения;

Н_прив - глубина плоскости приведения;

TVD - глубина точки, для которой рассчитывается давление;

z -коэффициент сверхсжимаемости;

ρ - плотность газа в стандартных условиях;

g - ускорение свободного падения;

Р_а - атмосферное давление;

2) рассчитывают гидродинамическую модель с фактическими показателями добычи и учетом качества вскрытия, технического состояния скважин, конструкции скважин и т.д. Результаты расчета гидродинамической модели описывают глобальное распределение давления по залежи с учетом текущего коэффициента извлечения газа из пластов и геологических особенностей их строения;

3) получают трехмерное распределение пластового давления по объему залежи с учетом имеющихся промысловых и геологических данных. Для этого трехмерное распределение пластового давления по объему залежи, полученное по результатам расчета гидродинамической модели, корректируют, используя данные локальных замеров пластового давления по скважинам, используя метод детерминистической интерполяции. Максимальные значения исходных и расчетных значений давлений, полученных в ходе моделирования, ограничивают начальным давлением в пластах залежи, рассчитанным в соответствии с подсчетом запасов, а минимальные значения - замерами пластового давления по скважинным данным;

4) подбирают параметры детерминистической интерполяции таким образом, чтобы остаточные геологические запасы, рассчитанные по полученному трехмерному распределению давления, соответствовали материальному балансу залежи;

5) строят карту изобар по полученному трехмерному распределению пластового давления для выбранной группы пластов либо по отдельным пластам, используя осреднение по эффективной толщине или по величине линейных запасов залежи.

Применение данного способа позволяет получить трехмерное распределение пластового давления по объему залежи, соответствующее материальному балансу, рассчитанному на текущие запасы, а также соответствующее фактическим замерам пластового давления по скважинам. Эти данные могут быть использованы для расчетов энергетического состояния залежи, построения карт изобар по выбранному пласту либо по группе пластов, а также для построения разрезов произвольного профиля и для оценки распределения пластового давления в межскважинном пространстве по залежи в целом.

Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений, с одновременной эксплуатацией скважинами нескольких пластов и неравномерностью отборов по разрезу, включающий газодинамические исследования скважин, уточнение трехмерного распределения пластового давления, полученного по результатам гидродинамического моделирования, замерами пластового давления, отличающийся тем, что построение карты изобар проводят по результатам расчета гидродинамической модели, которые объединяют с результатами исследований скважин, используя детерминистическую интерполяцию.