Тюнькин А.И., Мухаметзянов Т.М., Игнатов И.С., Им П.Т. Методика построения карт изобар с использованием результатов гидродинамических исследований и промысловых данных на примере Верх-Тарского месторождения

Подождите немного. Документ загружается.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

66 05’2009 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

УДК 622.276.031:532.11.001.24

Коллектив авторов, 2009

А.И. Тюнькин (ОАО «Новосибирскнефтегаз»),

Т.М. Мухаметзянов, И.С. Игнатов, П.Т. Им

(ООО «СИАМ-Инжиниринг»)

арты изобар широко используются при анализе состояния

разработки месторождений и планировании геолого-тех-

нических мероприятий. Поэтому оперативное построе-

ние достоверных карт изобар является одной из важнейших за -

дач для любого нефтедобывающего предприятия.

На практике значительное число таких карт строится методом

интерполяции прямых замеров пластового давления. Для успеш-

ного применения данного метода необходим практически пол-

ный охват фонда скважин гидродинамическими исследованиями

(ГДИС), что не всегда целесообразно из-за больших потерь добы-

чи нефти во время их проведения. Кроме того, в соответствии с

регламентом [1] периодичность проведения замеров пластового

давления составляет от полугода до года, в то время как построе-

ние карт изобар необходимо выполнять ежеквартально. Замеры

пластового давления проводятся либо равномерно по всему фонду

скважин в течение года, либо по большинству скважин в течение

короткого периода времени. В результате на дату построения карт

изобар лишь небольшая часть фонда скважин оказывается охва-

ченной замерами. Для остальных скважин используются устарев-

шие замеры или замеры по ближайшим скважинам.

В связи с этим возникает потребность в расчете пластового

давления на участках месторождения, не охваченных ГДИС. Для

однородных пластов существуют достаточно простые и эффек-

тивные методики расчета пластового давления. Однако боль-

шинство пластов характеризуется значительной изменчивостью

фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Кроме того, даже в

случае пласта с постоянными по площади ФЕС применение за-

воднения нарушает его однородность: из-за различия фазовых

проницаемостей и вязкостей нефти и воды значения гидропро-

водности вблизи добывающих и нагнетательных скважин стано-

вятся различными. Таким образом, расчет полей давления в ре-

альных условиях необходимо выполнять с учетом неоднород -

нос тей пластов. Использование детальных гидродинамических

моделей месторождений позволяет в полной мере учесть не-

однородность пласта. Однако значительные временные затраты

на создание и адаптацию моделей затрудняют их использование

для оперативного построения карт изобар.

В данной статье предлагается методика расчета пластового

давления в зонах дренирования скважин с учетом неоднородно-

стей пласта. В качестве исходных данных используются резуль-

таты гидродинамических исследований, а также данные эксплуа-

тации скважин (забойные давления, дебиты и приемистость). Для

расчета давления используется принцип суперпозиции. При

этом режим течения в зоне дренирования каждой скважины

будем считать установившимся. Тогда распределение давления

определяется гидропроводностью пласта. Полагаем, что зона

дренирования каждой скважины характеризуется значением гид-

ропроводности G

Представим такой пласт в виде однородного со средней гид-

ропроводностью G

ср

, определяемой по формуле

(1)

где N – число скважин в пласте.

Отличие гидропроводности зоны дренирования i-й скважи-

ны от средней гидропроводности пласта учтем с помощью эф-

фективного радиуса скважин r

эфф i

[2], т.е. радиуса скважины, ко-

торый в пласте с гидропроводностью G

ср

обеспечивает такой же

коэффициент продуктивности, что и скважина радиусом r

с i

плас те с гидропроводностью G

. Тогда, приравняв коэффициент

продуктивности скважины для указанных выше условий, получим

(2)

ср

18, 4

к i

эфф i

18, 4

к i

с i

Методика построения карт изобар

с использованием результатов гидродинамических

исследований и промысловых данных

на примере Верх-Тарского месторождения

Reservior pressure mapping method based on well test and production data

applied to Verh-Tarskoe oil field

A.I. Tjunkin (Novosibirskneftegas JSC), T.M. Muhametzjanov, I.S. Ignatov, P.T. Im (SIAM-Engineering Ltd.)

In this paper method of reservoir pressure mapping based on well test and production data is presented. Use of well

production data allows to estimate reservoir pressure at the entire field, particularly in areas not covered by well test-

ing. Presented method was successfully applied to several West Siberian oil fields.

Ключевые слова: пластовое давление, карта изобар, гидродинамические исследования скважин, промысло-

вые данные, установившийся режим, принцип суперпозиции.

Адрес для связи: siamoil@siamoil.ru.

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО 05’2009 67

откуда

(3)

где R

к i

– радиус контура питания i-й скважины, м; S

– скин-

фактор i-й скважины.

С учетом принципа суперпозиции давление на забое i-й сква-

жины можно рассчитать по формуле [3]

(4)

где С – константа; q

– дебит i-й скважины, м

/сут; r

– рас-

стояние от i-й до j-й скважины, м.

Для определения констант С и 18,4/G

ср

построим кросс-

плот фактических забойных давлений от рассчитанных и ап-

проксимируем его прямой. Наклон прямой равен 18,4/G

ср

, а от-

резок, отсекаемый на оси Y, – константе С. Используя получен-

ные значения констант, по формуле, аналогичной (4), можно

рассчитать давление в любой точке контура питания скважины.

Вычислим среднее давление на контуре питания скважины

(5)

где p

– давление в i-й точке контура питания; N

– число рав-

номерно распределенных точек на контуре питания, в которых

рассчитывается давление, в данном случае N

= 360.

Среднее пластовое давление в зоне дренирования скважины

рассчитаем по формуле

(6)

где p

заб

– забойное давление.

Формулу (6) легко получить, записав формулы Дюпюи, в кото-

рых дебит скважины выражен через давление на контуре сква-

жины и среднее давление в зоне дренирования.

Таким образом, учет неоднородности пласта при помощи

эффективного радиуса скважин позволяет использовать для

расчета пластового давления формулы для однородного плас -

та. Такое упрощение, несомненно, приводит к погрешности

расчета поля давления. Для оценки погрешностей определе-

ния плас тового давления были выполнены расчеты на тесто-

вой модели в программном комплексе Eclipse. Модель содер-

жала четыре наг нетательных и пять добывающих скважин,

расположенных по девятиточечной системе, расстояние

между скважинами составляло 500 м. Толщина пласта равня-

лась 10 м, порис тость – 20 %, проницаемость – 0,05 мкм

. Рас-

четы выполнялись на однофазной модели, гидропроводность

изменяли, меняя проницаемость отдельных областей модели.

Рассмотрены четыре модели неоднородности (рис. 1).

Модель 1 – проницаемость вблизи нагнетательных скважин

в 10 раз превышает гидропроводность пласта (см. рис. 1, а).

Модель 2 – проницаемость вблизи нагнетательных скважин

в 10 раз меньше гидропроводности пласта.

Модель 3 – проницаемость увеличена в 10 раз в области, по-

казанной на рис. 1, б.

эфф i

ср

к i

c i

exp

(ln

)

p ,

i = 1

пл

= p

заб

+ p

заб

0,5 + S

+ S

()

Рис. 1. Распределение проницаемости k в модели 1 (а), 3 (б), и 4 (в)

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

68 05’2009 НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО

Модель 4 – проницаемость распределена случайным образом

(см. рис. 1, в).

Таким образом, модели 1 и 2 имитируют изменение гидропро-

водности, связное с различием подвижности нефти и воды, мо-

дель 3 – локальное улучшение коллекторских свойств пласта, мо-

дель 4 – неоднородный пласт.

Как следует из рис. 2, отклонение расчетного пластового дав-

ления от модели не превышает 10 %. Таким образом, предложен-

ный метод расчета позволяет получить достаточно достоверную

оценку пластового давления в областях, не охваченных гидроди-

намическими исследованиями. Полученные значения пластово-

го давления используются для построения карты изобар.

Данная методика была опробована на Верх-Тарском место-

рождении ОАО «Новосибирскнефтегаз». Согласно формулам (1)

и (3) для расчета эффективных радиусов скважин необходимо

знать гидропроводность и скин-факторы для всех скважин.

Значения скин-факторов приняты по результатам проведенных

ГДИС. Для скважин, не охваченных гидродинамическими иссле-

дованиями, приняты следующие значения скин-факторов: для

добывающих скважин без ГРП S=0, для добывающих скважин с

ГРП S = –4, для нагнетательных скважин S = –3 (предполагается

автоГРП).

Для расчета гидропроводности использованы результаты ин-

терпретации данных гидрофизических исследований скважин

(ГИС). Несмотря на то, что оценки kН (Н – толщина) по ГИС не

соответствует оценкам kН, получаемым в результате ГДИС, счита-

ется, что ГИС отражают характер изменения kН по площади и

разрезу месторождения.

Поскольку на месторождении применяется заводнение, не-

обходимо также учитывать зависимость подвижности флюидов

от обводненности. Для необводненных добывающих скважин

подвижность принималась равной k

/μ

– относительная

проницаемость для нефти; μ

– вязкость нефти). Для нагнета-

тельных скважин подвижность принималась равной k

/(μ

) (k

–

относительная проницаемость для воды). Для обводненных до-

бывающих скважин рассчитывалась зависимость подвижности

флюидов от обводненности. Для этого использовалась модель

слоистого пласта, описанная, например, в работе [4]. Поскольку

характер распределения коллекторских свойств по разрезу варь-

ирует от скважины к скважине, для каждой скважины была рас-

считана своя зависимость. Исходя из полученных зависимостей,

по известным значениям обводненности определялась подвиж-

ность флюида.

При этом концевая точка относительной фазовой проницае-

мости для нефти принята равной единице, а для воды опреде-

лена по результатам исследований керна. Кроме того, учитыва-

лись результаты ГДИС, проведенных в одной и той же скважине

при разной обводненности, а также до и после перевода ее в

сис тему поддержания пластового давления (ППД). В результате

концевая точка фазовой проницаемости для воды принята рав-

ной 0,35.

Для сопоставления карт изобар, полученных интерполяцией

результатов прямых замеров с картами, рассчитанными по при-

веденной методике, расчеты выполнены для периода, характери-

зующегося большим числом качественных гидродинамических

исследований. За такой период выбран апрель 2008 г., когда было

выполнено 19 ГДИС, позволивших с высокой достоверностью

оценить пластовое давление. По данным эксплуатации было рас-

считано пластовое давление для 93 скважин месторождения.

Далее расчетные значения пластового давления были сопостав-

лены с результатами прямых замеров. Из рис. 3 видно, что для

70 % скважин отклонение расчетных значений пластового давле-

ния от фактических не превышает 20 % и практически все рас-

четные значения отличаются от фактических не более чем на

35 %. Данное отклонение приемлемо для оценки пластового

давления в областях, не охваченных гидродинамическими ис-

следованиями.

Сопоставление карты изобар, полученной интерполяцией

результатов прямых замеров с картой, рассчитанной по при-

веденной методике, показано на рис. 4. Как следует из рис. 4, а,

карта изобар, построенная методом интерполяции результа-

тов прямых замеров, характеризуется низкой детальностью.

Карта, рассчитанная по приведенной методике (см. рис. 4, б),

является более детальной и позволяет выявить области пони-

женного пластового давления. Наличие этих областей под-

тверждается снижением дебитов жидкости скважин, располо-

женных в них.

Рис. 2. Сопоставление пластового давления по модели p

пл.мод

и расчетного p

пл.рас

Рис. 3. Сопоставление результатов прямых замеров пластового

давления p

пл.ГДИС

с расчетным p

пл.рас

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Выводы

1. Предложенная методика построения карты

изобар позволяет оценить пластовое давление в

скважинах, не охваченных гидродинамическими

исследованиями, что существенно повышает де-

тальность пос

троенных карт.

2. Результаты расчетов по данной методике хо-

рошо согласуются с данными Г

ДИС, что подтвер-

ждает достоверность полученных карт.

3. Трудоемкость применения данной методики

значительно ниже алгоритмов, основанных на

использовании гидродинамических моделей, что

позволяет сохранить невысокую стоимость пос

троения карты изобар.

Список литературы

1. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по

комплексированию и этапности выполнения гео-

физических, гидродинамических и геохимических

исследований нефтяных и нефтегазовых место-

рождений. – М.: Наука, 2002. – 95 с.

2. Murray F. A Note on the Skin Effect//F. Murray, Jr.

Hawkins/SPE 732. – М.: Наука, 2002. – 95 с.

3. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика/В.Н.

Щелкачев, Б.Б. Ла пук. – Москва-Ижевск: Регуляр-

ная и хаотическая динамика, 2001. – 735 с.

4. Дейк Л.П. Практический ижиниринг резервуа-

ров/Л.П. Дейк. – Москва-Ижевск: Регулярная и хао-

тическая динамика, 2008. – 668 с.

Рис. 4. Карта изобар, построенная методом интерполяции прямых замеров (а) и с уче-

том расчетных давлений по скважинам (б)

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ КРИЗИС – ЛУЧШЕЕ ВРЕМЯ

ЗАПУСТИТЬ НОВЫЙ ПРОЕКТ ИЛИ МОДЕРНИЗИРОВАТЬ СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПРОИЗВОДСТВО!

Мы предлагем для российского рынка следующие готовые заводы:

➡ Мини-НПЗ мощностью 94 тыс. т нефти в год

➡ НПЗ – от 1,4 до 4,7 млн. т/год

➡ Дизельный гидроочиститель (Hydrotreater) – 825 тыс. т/год

➡ Установка для годрокрекинга (Hydrocracker) – 2,5 млн. т/год

➡ Аммиачные заводы (2) – 66 тыс. и 231 тыс. т/год

➡ Заводы по производству:

- мочевины – 330 тыс. т/год,

- водорода – различной мощности,

- азотной кислоты – 5280 т/год,

- нитрата аммония – 225 т/год,

- метанола (2) – 600 тыс. и 412 тыс. т/год,

- кислорода (3) – 45, 175 и 675 т/день,

- азота (3) – 40, 60 и 90 т/день,

- хлорида натрия – 13500 т/год,

- гидроксида калия – 83000 т/год,

- полиэтилена, полипропилена

➡ и много других заводов

Наши заводы проходят полный цикл инспекции и проверок. Осуществляем ремонт и переоснащение всех ос-

новных агрегатов и деталей завода и предоставляем ограниченную гарантию. Проводим полный инжинир

инг и

адаптацию к местным климатическим условиям. Можем отправить на место сборки своих инженеров и специа -

лис тов для помощи при строительстве и обучения персонала.

Контактная информация:

ребенников Валентин Тимофеевич. Тел.: +7(495) 650-1645, факс: +7(495) 650-94-47, Москва, e-mail: valtimg@inbox.ru

Вас Кеньен (Vas Kenyen). Тел.: +1-281-850-0213 – США (только английский), e-mail: vkenyen@jasmarketing.com

Евгений Бурейко. Тел.: +1-501-454-3836 – США (русский и английский), e-mail: ebourse@yahoo.com

На правах рекламы