Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений

Аникеев, Даниил Павлович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений"

□03163520

На правах рукописи

АНИКЕЕВ ДАНИИЛ ПАВЛОВИЧ

Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 20 двухфазных фильтрационных л счсний

Специальность - 25 00.17 -"Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 4ЯНВ2№

Москва - 2007

003163520

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель

дтн

Закиров Эрнест Сумбатович

Официальные оппоненты

дтн, проф

Кульпин Леонид Григорьевич к ф -м н

Сурначев Дмитрий Владимирович

Ведущая организация

ООО "ВНИИГаз'

Защита состоится «13» февраля 2008 г в 15 ч 00 мин на заседании Диссертационного Совета Д 002.076 01 ИПНГ РАН в зале Ученого Совета при ИПНГ РАН

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря диссертационного Совета ИПНГ РАН Отзывы на автореферат можно присылать по адресу 119333, ГСП-1, г Москва, ул Губкина, 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «25» декабря 2007 г

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

канд техн наук

МН Ваганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность тематики

На современном этане развития теории и практики разработки месторождений нефти и газа неотъемлемым требованием при составлении проектных документов стало применение математических моделей продуктивных пластов Качество получаемых результатов при использовании ЗО гидродинамических моделей сущесгвенным образом зависит от достоверности исходных данных о свойствах флюидов и продуктивного коллектора

При построении ЗЭ геологической и ЗО гидродинамической моделей необходимо задавать параметры пласта в межскважинном пространстве Для этого используются непрямые методы, способные дать оценки нужных для модели параметров В качестве таковых выступают гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС) Степень достоверности искомых параметров и сам набор параметров, определяемых по результатам ГДИС, зависит, в том числе, от используемой методики обработки полученных данных Для определения параметров пласта необходимо решать задачи из класса обратных С математической точки зрения соответствующие обратные задачи относятся к классу некорректных

Используемые сегодня методики обработки кривых восстановления давления (КВД) часто являются однофазными по своей сути Такой подход не позволяет определять функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) - важнейшего элемента модели многофазного течения Тем самым, пользователям 30 гидродинамических моделей не предоставляется крайне необходимая им информация Использование в качестве альтернативного источника информации метода аналогий представляется неприемлемым Перенос керновых определений функций ОФП в 30 гидродинамическую модель также сопряжен с рядом сложностей При таком переходе требуется выполнение процедуры масштабирования (ир5са1ищ'а) аппроксимирующих зависимостей для функций ОФП Данная процедура представляет собой отдельную задачу, не решенную полностью па данный момент

Таким образом, обоснование подходов к исследованию скважин и методам интерпретации получаемых данных является актуальной для 30 компьютерного моделирования

Другая важная проблема в ЗО компьютерном моделировании связана с заданием проницаемости пласта вдоль вертикальной координаты Применяемый некорректный подход заключается в принятии проницаемости вдоль вертикальной координаты равной одной десятой от проницаемости вдоль напластования

Сказанное позволяет говорить, что тематика диссертационной работы является актуальной Ибо в ней сделана попытка нахождения, кроме

традиционных параметров функций ОФП, а также и проницаемости в вертикальном направлении на основе специализированных исследований скважин

Цель работы

Заключается в обосновании технологий исследования скважин на основе принудительного формирования многофазных потоков в пласте и методик обработки получаемых результатов в 20 двухфазной оптимизационной математической постановке с использованием методов теории оптимального управления с целью нахождения, наряду с традиционно определяемыми параметрами, функций ОФП и проницаемости в вертикальном направлении Таким образом, работа нацелена на решение задачи, имеющей существенное значение для теории и практики моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений

Основные задачи исследования

• Обоснование технологий исследования скважин в 2Б двухфазной постановке с целью получения необходимых для ЗБ компьютерного моделирования исходных данных

• Разработка и программная реализация оптимизационных алгоритмов интерпретации результатов исследования скважин по предлагаемым технологиям, позволяющих определять одновременно функции ОФП и фильтрационно-емкостные параметры пласта

• Создание и программная реализация алгоритмов интерпретации данных исследования скважин согласно концепции эффективного порового пространства

• Сопоставление результатов интерпретации данных исследования скважин на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства.

• Проведение обработки фактических данных исследования скважины по предлагаемой технологии на основе авторских алгоритма и программы идентификации искомых параметров пласта

Методы решения поставленных задач

Постановка рассматриваемых задач теории фильтрации базируется на современных подходах согласно концепциям абсолютного и эффективного порового пространств Алгоритмы решения прямых и обратных задач опираются на известные конечно-разностные методы решения систем уравнений в частных производных При решении обратных задач применены также методы теории оптимального управления и численные методы поиска минимума функционала (критерия качества)

Научная новизна

• Обоснованы две технологии исследования на основе создания вблизи скважин двухфазных фильтрационных потоков в двумерном пространстве (в координатах г-г), позволяющие определять функции ОФП и фильтрационно-емкостные параметры, включая проницаемость вдоль вертикальной координаты

• Предложены алгоритмы идентификации искомых параметров по результатам исследования скважин с использованием методов численного анализа и теории оптимального управления применительно к альтернативным концепциям абсолютного и эффективного порового пространства В отличии от традиционных подходов, технологии исследования совместно с методиками интерпретации позволяют находить также функции ОФП в пластовых условиях и величину проницаемости вдоль вертикальной координаты

• На основе математических экспериментов применительно к концепциям абсолютного и эффективного порового пространств доказана большая результативность и информативность решения обратных задач теории фильтрации в рамках концепции эффективного порового пространства Иллюстрируется, что переход от традиционной концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства сокращает количество уточняемых (идентифицируемых) параметров пласта и ускоряет сходимость процедуры решения обратных задач теории фильтрации

Практическая значимость

• Для специализированных технологий гидродинамических исследований нефтяной скважины предложены методы обработки получаемых результатов и программная их реализация, которые дают возможность одновременно идентифицировать проницаемость в вертикальном и латеральном направлениях, пористость и параметры ОФП

• Показана большая результативность интерпретации результатов ГДИС при использовании модели эффективного пространства по сравнению с традиционным подходом

• Предлагаемые технологии исследования скважин и интерпретации получаемых данных позволяют отказаться при ЗБ гидродинамическом моделировании от необоснованного задания проницаемости в вертикальном направлении равной 0 1 от значения проницаемости вдоль латерального направления

Защищаемые положения

• Технологии исследования скважин и алгоритмы интерпретации получаемых результатов, обеспечивающие идентификацию одновременно функций ОФП в пластовых условиях и значения проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях, коэффициента пористости

коллектора

• Результаты математических экспериментов, а также доказательство на их основе утверждения, что переход к концепции эффективного порового пространства повышает информативность обработки результатов ГДИС

Внедрение результатов исследований

Одна из технологий, созданные алгоритмы и компьютерная программа были использованы для обработки результатов специализированного исследования скважины Полученные данные переданы в Научно-аналитический департамент ОАО "Газпром нефть"

Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах

• Международный технологический симпозиум "Повышение нефтеотдачи пластов", 13-15 марта 2002 г, РАГС при Президенте РФ (г Москва)

• Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», посвященной 15-летию ИПНГ РАН Москва, 24 - 26 ноября 2004 г

• Семинарах лаборатории нефтегазоконденсатоотдачи ИПНГ РАН

Публикации

По результатам исследований опубликовано 6 работ, в том числе 2 без соавторов и получен патент РФ на изобретение

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы из 191 наименований Содержание работы изложено на 148 страницах машинописного текста, включая 42 рисунка и 15 таблиц

Благодарности

Автор глубоко признателен д т н. Э С Закирову за научное руководство, профессору С Н Закирову за консультации по затронутым в работе вопросам. Автор также выражает свою благодарность всему коллективу лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН за внимание, помощь и поддержку в ходе работы Автор благодарит своих родителей за долготерпение, проявленное ими во время выполнения трудоемких исследований, нашедших отражение в данной работе

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность тематики диссертации Сформулирована цель работы и указаны методы решения поставленных задач Излагаются научная новизна и практическая значимость работы Приведены защищаемые положения

В первой главе выполнен обзор предшествующих исследовании по тематике диссертации Показано постепенное усложнение используемых для интерпретации результатов исследований фильтрационных моделей В обзоре охвачены работы, выполненные в нашей стране и за рубежом, с середины XX н до настоящего времени За это время в мире опубликовано множество статей и кнш, посвященных исследованию скважин Только на английском языке количество печатных работ превысило 6000 Из отечественных ученых вопросами исследования скважин занимались Алиев 3 С , Басниев К С , Борисов 10 П, Бузинов С Н , Зотов Г А , Индрупскии И М, Кульпин Л Г, Лапук Б Б , Умрихин И Д, Хайрулин М X , Чарный И А, Черных В А, Шагиев РГ, Щелкачев В Ни дру1ие Из мрубежных исследователей отметим Азиза (Aziz), Хорна (Ноте), Динга (Dmg), Маскста (Muskat), Миллера (Miller), Дайеса (Dyes), Хэтчинсона (Hutchinson) и других Кроме обзора методик ГДИС включены вопросы, связанные с моделированием работы скважины Затронута проблема моделирования водоносного бассейна

Освещены существующие на данный момент методы определения функций ОФП как по керновым исследованиям, так и по данным истории разработки При рассмотрении керновых определений отдельно выделяются исследования при стационарном и нестационарном вытеснении. На основе анализа рассмотренных публикаций обоснована актуальность тематики диссертационной работы

Во второй главе описана математическая постановка прямой, симметричной задачи фильтрации в классическом (абсолютном) и в эффективном поровом пространствах Необходимость рассмотрения прямых задач 1еории фильтрации вызвана тем, что они и их решения входят в состав алгоритмов решения обратных задач

Здесь и далее основное внимание уделяется задачам неустановившейся двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном круговом пласте с и без наличия подошвенной воды, дренируемого совершенной или несовершенной по степени вскрытия скважиной Такая задача описывается системой нелинейных уравнений в частных производных, дополненной соответствующими начальными и граничными условиями. Исходная система дифференциальных уравнений для такой задачи имеет вид

г dry or ) dz у dz J dt

где г, г - переменные по пространству, Г - время, потенциал а-ой

фазы , Ва - текущая масса соответствующей фазы в элементарном объеме

пласта В силу нерастворимости компонентов фаз друг в друге Ва = рат8а

, где ра - плотность а -ой фазы, т - коэффициент пористости, 8а -

насыщенность а -ой фазой, дГ 2 а - некая функция, описывающая

распределение точечных источников и/или стоков, связанных с работой скважины Система (1) дополняется замыкающими соотношениями

51 + 52 = 1,р1№) = р2(51) + Рс(51), (2)

где насыщенности и давления соответственно в нефтяной и

водной фазах, Рс- капиллярное давление Отдельно рассмотрен вопрос

определения начальных и граничных условий для данной системы уравнений

Граничные условия На скважине задаются потоки флюидов Кровля, подошва и внешняя граница пласта считаются непроницаемыми Начальное распределение давления определяется из условия каппилярно-гравитационного равновесия Начальное распределение насыщенностей задается либо для каждой сеточной ячейки, либо определяется из условия капиллярно-гравитационного равновесия

В рамках развиваемого подхода функции ОФП аппроксимируются степенньми функциями, или полиномами третьей степени При идентификации параметров указанных зависимостей решение ищется в том же классе функций, что и начальное приближение Существует погрешность, связанная с аппроксимации реальной кривой ОФП указанными функциональными зависимостями В большинстве случаев, при правильно выбранной аппроксимирующей зависимости, эта погрешность мала В данной работе ей пренебрегают

Подземная газогидродинамика, как составная часть теории разработки месторождений нефти и газа, с момента зарождения развивалась в рамках концепции так называемого абсолютного порового пространства В основополагающих уравнениях Маскета-Мереса пористая среда характеризовалась абсолютной проницаемостью по газу и открытой пористостью ОФП и коэффициенты флюидонасыщеностей соотносились именно с этими параметрами абсолютного порового пространства

Теория и практика подсчета запасов нефти и газа, ЗБ компьютерного моделирования и технологий разработки нефтяных и газовых месторождений привели к необходимости перехода к новой концепции -эффективного порового пространства Под эффективным поровым

пространством понимается такой коллектор, который в своей первооснове характеризуется коэффициентами эффективной проницаемости и эффективной пористости Здесь эффективная проницаемость -проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности Эффективная

пористость равняется тэ - т{\ -Л"*) , где т - открытая пористость, Я* -

коэффициент остаточной водонасыщенности

Выбор в качестве нормирующего значения для ОФП в виде максимального значения относительной фазовой проницаемости по нефти при оаагочной водонасыщености обусловлен рядом физических причин Во-первых, именно указанная величина может быть определена по стандартным методикам обработки КВД Во-вторых, при вытеснении нефти из коллектора абсолютная проницаемость не описывает физику происходящего процесса

В работе показывается, как параметры и аппроксимирующие зависимое 1 и в абсолютном поровом пространстве пересчитываются и перестраиваются применительно к эффективному поровому пространству Это позволило в дальнейшем выполнить сопоставительный анализ этих альтернативных подходов к физическим и математическим моделям пластов

В третьей главе рассмотрена постановка задач интерпретации результатов исследования скважин с использованием методов теории оптимального управления Алгоритм интерпретации основывается на оптимизационной постановке соответствующих обратных задач Функционал задается следующим образом

АЩ = I(У (ю - г )г IV(у'(Й) ■- Р), О)

г-1

где ] - номер замера на скважине, N - число замеров за все время исследования, у' и У1 - соответственно векторы расчетных и фактически замеренных значений показателей работы скважины на моменту-ого замера Вектор й представляет собой вектор идентифицируемых (управляющих) параметров - коэффициентов пористости, проницаемости, параметров аппроксимирующих зависимостей для функций относительных фазовых проницаемостей В качестве замеров ?' выступают значения забойного и пластового давлений, дебитов по нефти и воде, а также коэффициент водонасыщенности околоскважинной зоны пласта В каждой конкретной задаче, как вектор управляющих параметров, так и вектор замеряемых показателей может корректироваться в зависимости от аппаратного обеспечения процесса мониторинга Диагональная матрица Ш задает вес каждого из замеров в критерии качества, Т- знак транспонирования

Ставится задача минимизация функционала (3) То есть, требуется найти такие компоненты вектора управляющих параметров й, которые обеспечивают наименьшую величину критерия качества J На идентифицируемые параметры могут быть наложены ограничения Часть ограничений имеет физическую природу, часть может являться экспертными оценками диапазона допустимых значений управляющих параметров

"min - " - "max (4>

Таким образом, возникает оптимизационная задача поиска минимума функционала (3) при ограничениях (4) и предположении, что фильтрационные процессы описываются системой уравнений (2) при соответствующих краевых условиях Для эффективного решения указанных задач в работе используются итерационные, градиентные методы, - метод сопряженных градиентов или квазиньютоновские методы

Для применения градиентных методов минимизации необходимо знание частных производных критерия качества по управляющим параметрам

Каждому значению вектора й соответствует свое решение прямой задачи прогнозирования От решения задачи зависят значения вектора у" Вектор у"предопределяет значение функционала J Поскольку решение прямой задачи осуществляется численно, зависимость J = J(ü) не может быть выражена в аналитическом виде. Поэтому для определения искомых производных применяются методы теории оптимального управления Дискретная форма принципа максимума Понтрягина позволяет получить выражения для градиента критерия качества через значения так называемых сопряженных функций Последние определяются из решения вспомогательной краевой задачи - сопряженной задачи Особенность сопряженной задачи в том, что она является линейной, время в которой течет в обратном направлении

Вычислив производные критерия качества, можно воспользоваться одним из градиентных методов поиска его минимума На каждой итерации алгоритм оптимизации осуществляет переход в новую точку в выбранном направлении поиска экстремума

= 5(v)_/5(v)^(v)j (5)

где V- номер итерации, D^ - вектор направления поиска, ß^- величина шага смешения Оптимальный шаг смещения определяется на основе решения специальной задачи для вариаций фазовых переменных Также, как и сопряженная задача, она является линейной

На основе изложенного, общий алгоритм решения задачи идентификации управляющих параметров по данным исследования скважины заключается в следующем Задаются исходные (приближенные)

значения управляющих параметров, после чего осуществляется следующая последовательность операций

1 Решается прямая задача при текущих значениях идентифицируемых параметров и определяется величина критерия качества (3)

2 Отыскиваются решения сопряженной задачи и вычисляется вектор градиента функционала

3 Определяется направление поиска, согласно одному из методов определения направления поиска

4 Находится решение задачи для вариаций фазовых переменных и вычисляется величина шага вдоль направления поиска

5 Значения идентифицируемых параметров корректируются согласно процедуре (5) Выполняется ряд проверок, при необходимости осуществляется переход к п 1

Таким образом, на каждой итерации оптимизационной процедуры осуществляется решение одной нелинейной и двух линейных задач одинаковой размерности Решение нелинейной разностной задачи производится итерационно На каждой шерации решения нелинейной разностной задачи решается линеризованная система алгебраических уравнений

В четвертой главе приведены результаты некоторых из выполненных математических экспериментов Целью экспериментов являлась идентификация параметров пласта по данным специализированных исследований скважин Последовательность проведения исследований согласно первой технологии следующая

Вертикальную, несовершенную по степени вскрытия нефтяную скважину исследуют по традиционной технологии со снятием КВД Замеры производятся как в моменты снятия КВД, так и на предшествующем этапе добычи Предполагается, что добыча ведется на режиме заданного дебита нефти или дебита по жидкости I ¡оспе этого в скважину осуществляют закачку воды Скважина простаивает п закрытом состоянии в течение некоторого периода времени После традиционных исследований скважину вводят в эксплуатацию в режиме заданного дебита по жидкости

В течение всех этапов производят замеры во времени забойного давления, дебита скважины по нефти, расхода воды при ее закачке и дебита воды при отборе после закачки Проводятся также исследования с целью определения текущей нефтенасьпценности в призабойной зоне пласта

Таким образом, физическая сущность рассматриваемой технологии специализированного исследования скважины состоит в следующем В период простаивания скважины закачиваемая в пласт вода, в зависимости от проницаемости вдоль вертикальной координаты, начинает стекать к подошве пласта Поэтому на этапе отбора жидкости из скважины темп добычи воды и накопленное ее количество зависит от того, сколько воды

отфильтровалось ниже отметки забоя скважины Нетрудно видеть, что при закачке воды в пласт и ее отборе на забое скважины, коэффициент водо- и нефтенасыщенности изменяется от минимума до максимума Это означает, что здесь есть предпосылки для определения ОФП в пластовых условиях Темп же добычи воды и накопленные объемы несут в себе информацию о коэффициенте проницаемости вдоль вертикальной координаты Следовательно, надлежащий мониторинг за процессом исследования представляет исходную информацию, на основе которой алгоритм идентификации отыскивает искомые параметры и зависимости

При выполнении синтетических тестов в качестве замеров используются специально подготовленные данные Параметры пласта и флюида, задаются равными условно принятому истинному распределению Для этого распределения параметров решают прямую прогностическую задачу Полученному' решению и соответствует распределение наблюдаемых параметров (замеров) В дальнейшем значения истинных параметров при решении обратной задачи участия не принимают Но их знание позволяет контролировать качество полученных результатов при решении обратной задачи

Математические эксперименты применительно к рассматриваемой технологии исследования скважины проводились как с использованием концепции абсолютного порового пространства, так и эффективного порового пространства В рассматриваемых задачах, при описания аппроксимирующих зависимостей для функций ОФП использовались полиномы второй степени В обратной задаче, формулируемой в абсолютном поровом пространстве, идентифицируются следующие параметры (при принятии полиноминальных зависимостей для функций ОФП)

1) коэффициент при первой степени полинома для функции ОФП нефтяной фазы,

2) коэффициент при второй степени полинома для функции ОФП нефтяной фазы,

3) коэффициент при первой степени полинома для функции ОФП водной фазы,

4) коэффициент при второй степени полинома для функции ОФП водной фазы,

5) порог подвижности для нефтяной фазы,

6) порог подвижности для водной фазы,

7) коэффициент открытой пористости,

8) коэффициент абсолютной проницаемости по горизонтали,

9) коэффициент абсолютной проницаемости по вертикали

Применительно к обратной задаче в эффективном поровом пространстве

идентификации подвергаются следующие параметры (так же в случае

полиномиальных зависимостей для ОФП)

1) коэффициент при второй степени полинома для функции ОФП нефтяной фазы,

2) коэффициент при первой степени полинома для функции ОФП водной фазы,

3) коэффициент при второй степени полинома для функции ОФП водной фазы,

4) порог подвижное ги для нефтяной фазы,

5) коэффициент эффективной пористости,

6) коэффициент проницаемости по нефти при остаточной водонасыщенности вдоль горизонтальной координаты,

7) коэффициент проницаемости по нефги при остаточной водонасыщенности вдоль вертикальной координаты

Переход к эффективному поровом) пространству приводит к снижению размерности вектора управляющих парамефов на две единицы Из практического опьгга известно, что чем меньше размерность пространства управляющих параметров, тем меньше их взаимное влияние и возможное смещение оценок для управляющих параметров Кроме того, при решении задачи в абсолютном поровом пространстве уточнению подвергается комплекс из произведения абсолютной проницаемости на относительную фазовую проницаемость Раздельное определение двух сомножителей невозможно Для устранения данной проблемы необходимо вводить априорное предположение о максимальном значении относительной фазовой проницаемости для одной из фаз

Однако, теперь появился и более физически обоснованный подход -решагь задачу идентификации параметров в эффективном поровом пространстве Решение задачи при таком подходе приводит к разделению значений огносигельной фазовой проницаемости и эффективной проницаемости Результаты решения одной из тестовых задач приведены в табл 1 Нумерация управляющих параметров соответствует ранее приведенной Как видно из таблицы в эффективном поровом пространстве идентифицировались параметры, как связанные с аппроксимирующими зависимостями для функций ОФП (параметры 1 - 4), так и относящиеся к фильтрационно-емкостным свойствам шташа (5 — 7) В абсолютом же пространстве недооценка параметров для аппроксимирующих зависимости ОФП скомпенсирована завышенными значениями абсолютной проницаемости

В пятой главе рассматривается задача об определении параметров пласта и коэффициентов в аппроксимирующих зависимостях для функций ОФП при принудительном обводнении подошвенной водой добываемой продукции за счет конусообразования

Согласно второй технологии исследования, вертикальная скважина

вскрывает часть нефтенасьпценного пласта, который находится в контакте с подошвенной водой В общем случае несовершенная по степени вскрытия скважина ведет добычу из пласта на режиме заданного дебита жидкости Дебит жидкости таков, что происходит принудительное формирование конуса подошвенной воды и последующее поступление ее в скважину

Таблица 1. Значения управляющих параметров

№ Абсолютное поровое пространство Эффективное поровое пространство

Фактические До идентификации После идентификации Фактические До идентификации После идентификации

1 0.1 0.2 0 0513 1.698667 1.557692 1.70349

2 1.3 0.9 0.6528 0.56 0.461538 0 564692

3 0.3 0.2 0.150184 1.045333 1.298077 1.04123

4 0.8 0.5 0.403105 0 285714 0.33333 0 286057

5 0.2 0.25 0.2007 0.07 0.0975 0.07018

6 0.3 0.25 0.3009 46.875 81.25 46.9109

7 0.1 0.13 0.09979 9.375 16 25 9.49865

8 125 250 249.99

9 25 50 49.99

В процессе преднамеренного формирования конуса и принудительного отбора пластовой воды фиксируются следующие параметры эксплуатации скважины забойное давление, дебит жидкости, обводненность добываемой продукции Кроме того, проводятся исследования по определению текущей флюидонасыщенности в какой-либо точке скважины При формировании конуса воды в прискважинной зоне и последующем поступлении воды в скважину динамика обводненности продукции несет в себе значительную информацию о подвижности фаз, а также о проницаемости вдоль вертикальной координаты

Анализ результатов целой серии математических экспериментов показал чувствительность решения обратной задачи к степени обводненности продукции При низких уровнях обводненности идентифицируемые

параметры определялись с некоторой погрешностью И наоборот Так, на рис 1 и 2 в качестве примера приведен вид аппроксимирующих зависимостей для функций ОФП для нефтяной и водной фаз до и после адаптации по одному из вариантов Расчеты проводились в эффективном поровом пространстве Одновременно уточнялись фильтрационно-емкостные свойства пласта, а именно проницаемости по вертикали и горизонтали (см табл 2)

На рис 2 штриховкой показана реальная рабочая зона насыщенностей в пласте при проведении исследования Из рис 2 видно, что в том диапазоне насыщенности, который реализовывается в процессе исследования, функции ОФП идентифицируются точно

На рис 2 значение относительной фазовой проницаемости для воды достигает значения 1,07 Это связано с точностью идентификации параметров пласта В общем случае эффективного порового пространства значение относительной фазовой проницаемости по водной фазе при остаточной нефтенасыщенности может превышать единицу Связано это со смачивоемостью породы Это корректно с физической точки зрения Такой эффект имеет место в следствие нормировки по максимальной фазовой проницаемости по нефти при остаточной водонасыщености В табл 2 приведены значение ФЕС пласта для рассмотренного варианта, который вместе с рис 1 и 2 подтверждает вывод о предпочтительности концепции эффективного порового пространства

В шестой главе представлены результаты обработки фактического эксперимента на реальной скважине Исследуемая скважина пробурена в августе 2006 г с проектным статусом "нагнетательная" на одном из месторождений Западной Сибири В открытом стволе, согласно запланированной программе исследований, выполнена регистрация кривой восстановления давления (КВД) с использованием пластоиспытателя КИИ-146 Затем скважина была обсажена и отперфорирована в верхнем нефтенасыщенном интервале (длина интервала перфорации - 1,6 м)

Таблица 2. Значения управляющих параметров для ФЕС пласта

Идентифицируемые параметры Значения управляющих параметров

Фактические данные До идентификации Уточненное значение

Проницаемость Кг, мДарсн (см2) 90 (8.882&-10) 125 (1.234е-9) 90.2 (8.901е-10)

Проницаемость Кг, мДарси (см2) 18 (1.776е-10) 25 (2.467е-10) 17.79 (1.755е-10)

После идентификации

---После идентификации >

------До идентификации |

• • • Фактические данные ;

Водонасыщенность, д.ед.

Водонасыщеиность, д.сд.

Рис. 2. Вид функций ОФП для водной фазы до и после адаптации

ог

о.з

Рис 1. Вид функций ОФП для нефтяной фазы до и после адаптации

Сразу после освоения скважины в период отработки на нефть в ней выполнен комплекс исследований ГДИС и промысловых геофизических исследований по специальной программе. В целом исследования могут быть разбиты на следующие этапы:

1) отработка скважины свабированием и струйным насосом с регистрацией двух КВД (КВД 1 и 2) - по окончании каждого этапа отработки;

2) выполнение фоновых геофизических замеров по методу импульсного нейтрон-нейтронного каротажа и определение профиля притока пластового флюида;

3) закачка в скважину 15 м' солевого раствора плотностью 1,11 г/см3, из них в пласт - 5 мг5, с последующим замером флюидонасыщенности методом

4) повторный замер ИННК спустя 10 часов после закачки раствора;

5) отработка скважины струйным насосом в течение 6 часов и замер

6) отработка свабированием в 5 циклов с завершающим замером ИННК;

7) три цикла отработки струйным насосом с регистрацией КВД по окончании каждого никла (КВД 3, 4 и 5);

8) отработка свабированием с завершающим замером ИННК. Первоначально снятые КВД проинтерпретированы отдельно друг от

друга. Результаты интерпретаций, приведенные в табл. 3, стали предварительными оценками проницаемости и скин-фактора.

ИННК;

Таблица 3. Результаты интерпретации ГДИС по традиционной методике

Вид исследования Рпл на уровне ВНК, МПа Рзаб на уровне ВНК, МПа Кпрон., мД

КИИ-146 20 5 10 42 443

Сваб +КВД 19 82 11 2

Стр нас +КВД 19 12 13 57

Стр нас +КВД 18 43 13 43 74

кпд 21 04 36 78 11 6

Из табл 3 видно, что за период проведения исследований имело место существенное снижение пластового давления А после перевода скважины на промышленную закачку воды существенно возросло забойное давление Падение пластового давления является следствием интерференции с соседними действующими скважинами (в том числе горизонтальными) в рассматриваемой, ограниченной по толщине и запасам зоне пласта В результате роста забойного давления при закачке воды изменяется эффективная толщина, вовлеченная в фильтрацию Начинает работать вся толщина пласта

Приведенные результаты интерпретации ГДИС по традиционным методикам приводят к следующему соотношению концевых точек ОФП для воды и нефти (значений ОФП при остаточной насыщенности другой фазы) 11,6/44,3=0,262

По результатам исследования в открытом стволе и ИННК на соленой воде определены интервалы притоков флюида в скважину и оценены параметры, приведенные в табл 4

При интерпретации данных по закачке и отбору флюидов использовалась двумерная двухфазная модель пласта в координатах т-г Предполагается наличие радиальной симметрии пласта относительно ствола скважины Поведение флюида описывается моделью нелетучей нефти

Следует отметить, что в дренирование вовлечен пласт с эффективной толщиной 2,8-2,9 м при том, что отперфорированная толщина составляет 1,6 м и охватывает верхнею часть моделируемого объекта В результате, во-первых, на КВД отмечается проявление сферического притока, затрудняющее определение проницаемости Во-вторых, флюид не может считаться однофазным Поэтому данная оценка начальной фазовой проницаемости для нефти должна рассматриваться как оценка снизу

Таблица 4. Оценки параметров выделенных пропластков

£ Открытый ствол иннк

Толщина, м Пористость % ¡г 03 а £ а хл Характер насыщения СЙ Характер пасьнцення

1 0,6 21,3 53,3 Нефть 36,0 Нефть

2 1,2 21,3 53,3 Нефть 34,4 Нефть

3 0,8 17 Неколлектор

4 1,0 19,4 35,3 Нефть+Вода 18,9 Нефть +Вода

5 0,4 14,9 Неколлектор

6 1,2 18,4 Вода ! Вода

В моделируемую область включены проплаегки 1-4 из указанных в табл. 4 Проиластки 5 и 6 были исключены в силу отсутствия информации по эт им объектам Анализ данных И НИК показал, что после закачки воды она была обнаружена по всей включенной в модель нефтенасыщенной толщине, включая пропласток 4 После отбора флюида из пласта исследования показали, что насыщенность в пропластке 4 снизилась до 18,9 % Это означает, чго существует гидродинамическая связь между проплаегками 1-2 и 4

Если принять гипотезу о непроницаемости пропластка 3, то единственным источником воды будет закачанная при исследовании вода Приток же в скважину до момента закачки воды будет однофазным Если осуществляется однофазный приток к скважине, то использование стандартных методик обработки КВД корректно Математические эксперименты показали, что даже при малых значениях вертикальной проницаемости для пропластка 3 обводнение продукции начинается сразу Непосредственно перед закачкой воды обводненность добываемой продукции (по результатам математических экспериментов) составляет около 20% В такой ситуации оценки, полученные при использовании однофазных моделей, буду! характеризоваться определенной погрешностью

Включение всего моделируемого объема в коллектор - более физически правомерно, чем выделение зоны пласта, в которой отсутствует всякое течение Заметим, чго если бы модель исследуемого пласта строилась на основании методики эффективного порового пространства, то пропласток 3

изначально был бы введен в модель.

Пласт, где располагалась исследуемая скважина, дренируется множеством соседних добывающих и нагнетательных скважин. На кривых КВД виден тренд падения давления на конечном участке. Это затрудняет обработку полученных данных с помощью стандартных методик. Сильнее всего падение давления заметно на последней, пятой КВД. Это означает, что отборы соседних скважин влияют на распределение давления около исследуемой скважины. Для учета эффекта снижения пластового давления был введен фиктивный сток нефти, расположенный на внешней границе пласта. Его параметры подбирались с целью согласования данных по падению пластового давления. При этом дебиты фиктивного стока меняются во времени. Такое решение позволило, в общем, согласовать поведение фактического забойного давления в скважине с реальными данными.

Схематично модель пласта, которая использовалась при идентификации параметров, приведена на рис. 3.

штт

нефть

Л шитшя

. кЛ 511

1 вода

ж да

Рис. 3. Схематичное представление модели пласта, использованной в алгоритме идентификации

Еще одним проблемным моментом явилось воспроизведение динамик отборов и давления за периоды работы струйного насоса. Реальные давления на забое, фиксируемые манометром, крайне сильно меняются во времени. Иногда происходит кратковременный переход с работы на депрессии на работу в режиме репрессии на пласт. При этом замеры давления фиксируются каждые несколько секунд. Поэтому для режимов, на которых отбор производился с помощью струйного насоса, напрямую замеры давлений не использовались. Было выделено несколько интервалов времени. Для каждого интервала, методом наименьших квадратов была построена аппроксимационная зависимость для забойного давления в виде логарифмической или линейной зависимости забойного давления от времени. Далее эти оценки использовались в функционале, для отслеживания и учета общей динамики забойного давления при отборе. Так как отклонения полученных оценок от фактических замеров были достаточно велики, то введен в рассмотрение дополнительный весовой коэффициент для учета низкой достоверности данных. Вклад в функционал от этой части замеров ограничивал диапазон падения забойного давления во

время добычи флюида Без этого ограничения, в ряде случаев, находилось такое распределение управляющих параметров при котором, в рамках прямой прогностической задачи, забойное давление достигало ограничения в одну атмосферу

Подводя итоги, можно отметить следующие действия по подготовке данных

1) скорректирована история работы скважины, которая в целом согласуется с фактическими данными,

2) определены и заданы значения скин -фактора для каждого интервала скважины на каждом режиме,

3) произведена аппроксимация замеров забойного давления на режимах добычи и получены соответствующие зависимости,

4) подготовлены данные по замерам насыщенности, обводненности продукции и замерам давления при снятии КВД,

5) произведена оценка параметров функционирования фиктивного стока на периферии модели,

6) построена слоистая модель, соответствующая результатам ИНПК и исследования скважины с открытым стволом

При проведении математических экспериментов но обработке результатов исследований функции ОФП были описаны полиномом второй степени для водной фазы и полиномом третьей степени для нефтяной фазы Коэффициенты в аппроксимирующих зависимостях подобраны так, чтобы значения ОФП соответствовали принятым в последнем проектном документе Максимальное значение функций ОФП для нефтяной фазы равно 1 0, а для водяной фазы - 0 4

Выполнено множество математических экспериментов с целью изучения особенностей решения прямой задачи и определения искомых параметров системы Далее пзлашогся основные результаты и описан один из вариантов расчета Осуществлялась оценка следующих параметров

коэффициента проницаемости (фазовой проницаемости для нефти при остаточной водонасыщенности) по латерали продуктивных пропластков,

вертикальной проницаемости низкопронвдаемой перемычки,

• параметров функции ОФП по воде

Пороги подвижности и пористость уточнению не подвергались, так как они определены достаточно достоверно по данным ГДИС В качестве исходного приближения для величины проницаемости нефтяного пласта было принято значение 75 мД, которое, по отмеченным причинам, превышает оценку согласно традиционным ГДИС

Значения управляющих параметров до и после идентификации приведены в табл 5

Таким образом, максимальное значение произведения абсолютной

проницаемости по латерали (Кг) на ОФП составило для нефтяной фазы до идентификации - 75 0 мДарси, после - 78 мДарси, для водной фазы до идентификации - 30 мДарси, после - 9 58 мДарси

Уже после выполнения исследований по идентификации искомых параметров скважина была переведена под промышленное нагнетание воды Особенностью этого режима являлись высокие устьевые давления при закачке воды и высокая приемистость скважины Это, в свою очередь, привело к тому, что начала принимать воду вся толщина пласта, а течение флюида очень скоро стало однофазным На этом режиме было снято несколько кривых падения давлений и проведена их интерпретация Согласно интерпретации данных были определены следующие параметры пласта эффективная рабочая толщина - 2,9 м, значение скин-фактора - 0 4, Проницаемость, определенная по исследованию составила 116 мДарси (1 114е—10 см2) Так как установившееся течение однофазное, то при исследовании определяется максимальная проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности

Таблица 5. Управляющие параметры при обработке результатов исследования скважины и их значения

Управляющие параметры До идентификации После идентификации

Вертикальная проницаемость плотной перемычки Кг, мДарси (см2) 3 (2.960е-11) 21.13 (2.085е-10)

Коэффициент в полиноме для функции ОФП нефти 24.56 27 32

Коэффициент в полиноме для функции ОФП воды 3.38 1.15

Максимальная проницаемость по нефти, мДарси (см2) 75 (7.401е-10) 78 (7.689е-10)

Максимальная проницаемость по воде, мДарси (см2) 30 (2.906е-10) 9.56 (9.434е-11)

Соотношение максимальных значений функций ОФП для воды и нефти 0.4 0.123

Таким образом, полученная оценка фазовой проницаемости для воды при остаточной нефтенасыщенности около 10 мД близка к аналогичному значению 11 6 мД, полученному по КПД на режиме промышленной закачки Как уже отмечено, именно это значение можно считать наиболее надежным среди результатов традиционной интерпретации ГДИС При том, что информация, связанная с режимом промышленной закачки, в процедуре

идентификации параметров не использовалась

Несмотря на многочисленные трудности технического, организационного и методического характера, удалось обработать результаты реального эксперимента К сожалению, часть ценной информации была утеряна на этапе ее сбора

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Автором предложены две новые разновидности технологий исследования скважин Первая заключается в закачке воды через несовершенную скважину в слоисто-неоднородный пласт с последующим отбором жидкости Вторая предусматривает принудительное обводнение несовершенной по степени вскрытия скважины подошвенной водой По физической сущности такие исследования скважин несут в себе информацию о ФЕС, ОФП для нефти и воды, а также о значении проницаемости пласта в вертикальном направлении

2 Применительно к концепции абсолютного и эффективного порового пространств предложены и протестированы алгоритмы и выполнена программная нх реализация для решения соответствующих (предлагаемым технологиям исследования скважин) обратных задач теории фильтрации в оптимизационной 20 двухфазной постановке, с использованием методов теории оптимального управления

3 Доказано, что переход от концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства

сокращает количество идентифицируемых параметров пласта,

• повышает степень достоверности уточняемых параметров пласта

4 В практическом плане результаты исследований автора

• использованы при обработке данных специализированных исследований конкретной скважины

повышают степень достоверности построения 30 геологических и ЗО гидродинамических моделей продуктивных пластов, в частности, за счет отказа от необоснованного задания проницаемости в вертикальном направлении равной 0 1 от значения проницаемости в горизонтальном направлении Что является важным результатом для практики моделирования процессов разработки месторождений

• дают полезную информацию специалистам по исследованию скважин, позволяющую осуществлять более корректную технологию исследования скважин и интерпретацию получаемых результатов

5 Результаты данной работы позволяют сделать вывод о целесообразности перехода к концепции эффективного порового пространства в методологии построения и адаптации 30 гидродинамических моделей к фактическим данным разработки Ибо результаты адаптации в этом случае окажутся более реалистичными В связи с тем, что адаптация

будет осуществляться в реалистичном поровом пространстве с меньшим числом уточняемых параметров

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

1 Аникеев Д П Идентификация свойств пласта при специализированных исследованиях скважин // Технологии ТЭК 2007. Июнь стр 32 — 36

2 Аникеев Д П Новое в исследованиях нефтяных скважин / Труды междунар конф «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» Москва, 24-26 ноября 2004 г стр 169-170

3 Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов / Патент РФ № 2213864, опубл бюллетень «Изобретения» Российского агентства по патентам и товарным знакам №28,2003 / Закиров С Н , Закиров Э С , Индрупский И М, Аникеев Д П

4 Закиров С Н, Индрупский И М, Закиров Э С , Аникеев Д П Идентификация параметров пласта на основе методов теории оптимального управления / Сб ИПНГ РАН «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», выпуск 2, М Геос, 2002, с 212-224

5 Закиров С Н , Индрупский И М, Закиров Э С , Аникеев Д П Новый подход к исследованию скважин и пластов // Нефтяное хозяйство, 6/2002, с 113-115

6 Закиров С Н , Индрупский И М, Закиров Э С , Аникеев Д П Новый подход к исследованию скважин и пластов / Труды междунар техн симп "Повышение нефтеотдачи пластов" Москва 13-15 марта 2002 г

Соискатель ______ Аникеев Д П

Подписано в печать 21 11 2007 г Печать трафаретная

Заказ № 1075 Тираж 115 эта

Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское лг, 36 (495) 975-78-56, (499) 788-78-56 www dutoreferatru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аникеев, Даниил Павлович

Введение.

Глава 1. Обзор предшествующих работ и- обоснование тематики диссертации.

1.1. Обработка результатов исследования скважины.

1.2. Моделирование скважины и водоносного бассейна.19'

1.31 Задачи адаптации истории разработки.

1.4: Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта и параметров ОФП.

1.5. Современное состояние приборной базы.

1.6. Выбор используемых моделей.

1.7. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава 2. Постановка прямых задач теории фильтрации в абсолютном и эффективном поровом пространстве

2:1. Постановка и; решение- прямых задачи в классическом абсолютном) поровом пространстве.

2.2. Модель работы скважины.

2.3. Способы описания относительных фазовых проницаемостей.

2.4. Начальные и граничные условия.

2.5. Отличия постановки задач теории фильтрации в эффективном поровом пространстве.

Глава 3. Методы решения обратной задачи.

3.1. Постановка и алгоритм решения задачи идентификации

3.2. Апробирование способов определения направления поиска,

Глава 4. Идентификация параметров пласта по данным специализированных исследований.

4.1. Описание физической постановки специализированных исследований скважины.

4.2. Обоснование необходимой информации.

4.3. Различия при решении обратных задач в эффективном и абсолютном поровых пространствах.

4.4. Анализ решений эквивалентных обратных задач в эффективном и абсолютном поровых пространствах.

Глава 5. Исследование скважины с принудительным формированием конуса воды.

5.1. Физическая постановка задачи.

5.2. Поисковые математические эксперименты.

Глава 6. Обработка результатов промыслового эксперимента.

6.1. Описание проведенного эксперимента и обсуждение исходных данных.

6.2. Предварительная обработка исходных данных.

6.3. Описание и анализ полученных результатов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений"

Актуальность тематики исследований

На современном уровне развития теории и практики разработки месторождений нефти и газа неотъемлемой частью этого процесса стало использование математических моделей месторождений и отдельных объектов разработки. Вне зависимости от конкретной реализации, такие модели предполагают численное решение системы дифференциальных уравнений, которые описывают процессы переноса флюида в пласте. Уже стало нормой' применение трехмерных и многофазных моделей. Качество получаемых результатов при использовании таких моделей сильно зависит от достоверности исходных данных о свойствах флюидов и продуктивного коллектора.

При насыщении 3D гидродинамической модели исходными данными требуется знание указанных свойств во всем объеме модели. Прямые же методы исследования пластов - керновые и геофизические могут предоставить информацию только о нескольких локальных точках пласта. Поэтому для- определения параметров в межскажинном > пространстве используются непрямые методы, способные дать оценки нужных для модели параметров.

В качестве таковых выступают гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС). Результаты ГДИС не дают возможность непосредственно определить те или иные параметры. Однако они позволяют получить информацию после соответствующей процедуры идентификации. Степень достоверности определения параметров и сам набор параметров, определяемых по результатам ГДИС, зависит, в том числе, от используемой методики обработки полученных при исследовании данных. Строя различные предположения о наиболее адекватной модели, используя разные методики при обработке одних и тех же результатов исследования, можно получить различную информацию. Тем более, что с математической точки зрения соответствующие обратные задачи относятся к классу некорректных.

Используемые сегодня методики обработки кривых восстановления давления (КВД) часто являются однофазными по своей сути. Даже когда из физических соображений известно, что течение существенно многофазное, решения часто отыскиваются на однофазной модели. Так поступают, например, при обработке КВД, снятых в нефтяных скважинах при давлении ниже давления насыщения. При таком давлении из нефти начинает выделяться газ, который формирует подвижную газовую фазу.

Отказ от рассмотрения фильтрационного течения как двухфазного лишает возможности определить форму кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) - важнейшего элемента модели многофазного течения. Одной из ситуаций, когда при исследовании скважины пренебрегать двухфазностью потока нельзя — это исследования обводняющихся скважин. Если вода уже поступила в скважину, например, в результате формирования конуса воды в прискважинной зоне, то неучет этого факта даст некорректные результаты.

Кроме понятия относительных фазовых проницаемостей некоторые исследователи вводят еще и псевдо ОФП. Смысл введения таких функций — за счет модификации ОФП учесть другие эффекты [149, 182]. Так, были попытки учесть за счет псевдофункций гравитационную сегрегацию. При таком подходе происходит некоторая подмена понятий. В рамках прямой задачи с формальной точки зрения все остается как раньше, но под термином ОФП понимается нечто другое. Возможна ситуация, когда в результате обработки данных исследований будут определены некоторые функции, аналогичные псевдо ОФП. Хотя будет считаться, что определяются ОФП. Такое может случиться, если ОФП оцениваются по результатам закачки воды в монолитный пласт большой толщины с использованием одномерной/ модели. Так как проявление гравитационной сегрегации в рамках одномерной модели не учитывается явно, то этот факт приведет к искажению ОФП. Проблема в том, что полученные таким образом ОФП в дальнейшем будут использоваться при проведении прогнозных вариантов. В рамках которых функции ОФП воспринимаются в качестве истинных. Для устранения такого недостатка следует переходить к моделям с учетом влияния сил гравитации. Тем более, как будет показано в дальнейшем, это приводит к новым возможностям и результатам.

В настоящий момент наметился при построении ряда моделей переход к концепции эффективного порового пространства. В связи с этим целесообразно понять, как перестроение моделей на основе нового подхода повлияет на обработку результатов ГДИС.

Существует новая технология вертикального заводнения пластов. Существенным фактором для ее применимости является величина вертикальной проницаемости пласта. Часто используемая на практике величина вертикальной проницаемости, вычисленная как 0,1 от проницаемости в горизонтальном направлении здесь является приемлемой. Значение вертикальной проницаемости должно быть определено в лабораторных условиях или обосновано по результатам гидродинамических исследований. Второе более предпочтительно, так как такое определение даст данные о вертикальной проницаемости на масштабе пласта. На сегодня существуют способы определения вертикальной проницаемости в пласте, но они либо оперируют с проницаемостями в прискважинной зоне, либо используют сильно идеализированные модели строения пласта.

Поэтому тематика данной диссертационной работы представляется актуальной. Ибо в ней сделана попытка нахождения не только ОФП, но и проницаемости в вертикальном направлении на основе специализированных исследований скважины.

Цель работы

Она заключается в обосновании технологий исследования скважин на основе принудительного формирования многофазных потоков и методики обработки получаемых результатов с учетом проявления гравитационных сил в неоднородном по коллекторским свойствам пласте с целью определения функций ОФП и проницаемости в вертикальном направлении.

Основные задачи исследования

• Обоснование технологий исследования скважин в 2D двухфазной постановке с целью получения необходимых для 3D компьютерного моделирования исходных данных.

• Разработка и программная реализация алгоритма интерпретации результатов исследования скважин на основе предлагаемых технологий, позволяющих определять одновременно параметры ОФП и фильтрационно-емкостные параметры пласта.

• Создание и программная реализация алгоритма интерпретации данных исследования скважин с учетом концепции эффективного порового пространства.

• Сопоставление результатов интерпретации исследования скважин на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространств.

• Проведение обработки фактических данных исследования скважин.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались методы численного решения систем дифференциальных уравнений в частных производных, методы теории оптимального управления.

Научная новизна

• Предложены алгоритмы идентификации искомых параметров по результатам исследования скважин с использованием методов теории численного анализа и теории оптимального управления.

• Обоснованы две технологии исследования на основе создания вблизи скважин двухфазных фильтрационных потоков в двухмерном пространстве (в координатах r-z), позволяющие .определить функции ОФП и фильтрационно-емкостные параметры, включая проницаемость вдоль вертикальной координаты.

• На основе математических экспериментов применительно к концепции абсолютного порового и эффективного порового пространства доказана большая результативность и информативность решения обратных задач теории фильтрации в рамках концепции эффективного порового пространства.

• Доказано, что переход от традиционной концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства сокращает количество уточняемых (идентифицируемых) параметров пласта, ускоряет вычисление отдельной итерации обратной задачи.

Практическая значимость

• Для специализированных технологий гидродинамических исследований нефтяной скважины предложены методы обработки получаемых результатов и программная их реализация, которая позволяют одновременно идентифицировать проницаемость в вертикальном и латеральном направлениях, пористость и параметры ОФП.

• Показана возможность повышения результативности интерпретации результатов ГДИС при использовании модели эффективного пространства, которые оказалась более эффективной по сравнению с традиционными подходами.

• Предлагаемые технологии исследования скважин и интерпретации получаемых данных позволяют отказаться при 3D гидродинамическом моделировании от необосновано и примаеняемого задания проницаемости в вертикальном направлении, равной 0.1 от проницаемости вдоль латерали.

Защищаемые положения

• Технологии исследования скважин и алгоритм интерпретации получаемых результатов, позволяющие идентифицировать одновременно кривые ОФП в пластовых условиях и значения проницаемости по латерали и вертикали, коэффициент пористости коллектора.

• Результаты математических экспериментов, показывающие, что переход к концепции эффективного порового пространства повышает информативность обработки результатов ГДИС.

Внедрение результатов исследований

Созданные алгоритмы и компьютерная программа были использованы для обработки результатов специализированных исследований скважины. Полученных данные переданы в Научно-аналитический департамент ОАО "Газпромнефть".

Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах:

• Международный технологический симпозиум "Повышение нефтеотдачи пластов", 13 — 15 марта 2002 г., РАГС при Президенте РФ (г. Москва).

• Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», посвященной 15— летию ИПНГ РАН. г. Москва 24 - 26 ноября 2004г.

• Семинарах лаборатории нефтегазоконденсатоотдачи ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 6 работ, в том числе 2 без соавторов. Получен патент РФ на изобретение (Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.).

Благодарности

Автор глубоко признателен д.т.н. Э.С. Закирову за научное руководство, профессору С.Н. Закирову за консультации по затронутым в работе вопросам. Автор также выражает свою благодарность всему коллективу лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН за внимание, помощь и поддержку в ходе проведения работы. Автор благодарит своих родителей за долготерпение, проявленное ими во время выполнения автором трудоемких исследований, нашедших отражение в данной работе.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Аникеев, Даниил Павлович

Общие выводы

1. Автором предложены две новые разновидности технологий исследования скважин. Первая заключается в закачке воды через несовершенную скважину в слоисто-неоднородный пласт с последующим отбором жидкости. Вторая предусматривает принудительное обводнение несовершенной по степени вскрытия скважины подошвенной водой. По физической сущности такие исследования скважин несут в себе информацию о ФЕС, ОФП для нефти и воды, а также о значении проницаемости пласта в вертикальном направлении.

2. Предложены алгоритмы и выполнена программная их реализация для решения соответствующих (предлагаемых технологий исследования скважин) обратных задач теории фильтрации в оптимизационной 2D двухфазной постановке.

3. Доказано, что переход от концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства:

•сокращает количество идентифицируемых параметров пласта,

•ускоряет процесс поиска и повышает степень достоверности уточняемых параметров пласта.

4. В практическом плане результаты исследований автора

•использованы при обработке данных специализированных исследований конкретной скважины,

•повышают степень достоверности построения 3D геологических и 3D гидродинамических моделей продуктивных пластов, в частности, за счет отказа от необоснованного задания проницаемости в вертикальном направлении равной 0.1 от проницаемости в горизонтальном направлении,

•дают полезную информацию специалистам по исследованию скважин, позволяющую осуществлять более корректную технологию исследования скважин и интерпретацию получаемых результатов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аникеев, Даниил Павлович, Москва

1. Абасов, М.Т., Азимов, Э.Х., Кулиев, A.M., Мамиев, Г. С., Султанов, Т.М. Методика обработки результатов исследования скважин методом установившихся отборов // Нефтяное хозяйство., 1974. — № 1. — с. 35 — 39.

2. Абасов, М.Т., Палатник, Б.М., Закиров, И.С. Идентификация функций относительных фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации // Доклады АН СССР, 1990, том 312, №4, с. 930 933.

3. Азиз, X., Сеттари, Э. Математическое моделирование пластовых систем // М.: Недра. 1982. 407 с. Перевод с англ.

4. Аметов, И.М. Басович, И.Б., Бакарджиева, В.И., Капцанов, Б.С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов // Тр. ВНИИ, вып. 61, М.: ВНИИ, 1977, с. 174-181.

5. Аникеев, Д.П. Идентификация свойств пласта при специализированных исследованиях скважин // Технологии ТЭК. 2007. Июнь. стр. 32 36.

6. Аникеев, Д.П. Новое в исследованиях нефтяных скважин // Труды междунар. конф « Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья»" г. Москва 24-26 ноября 2004г.стр. 169-170.

7. Афанасьев, В.А., Сочин, В.П., Черемисин, Н.А., Климов, А.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. стр. 31-33.

8. Баренблатт, Г.И., Борисов, Ю.П., Каменецкий, С.Г., Крылов, А.П. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах // Изв. АН СССР, Отд. техн. н. 1957. — № 11.-с. 84-91.

9. Баренблатт, Г.И., Ентов, В.М., Рыжик, В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа // М: Недра. 1972 г. 288 с.

10. Баренблатт, Г.И., Максимов, В.А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным нестационарного притока к скважинам // Изв. АН СССР. ОТН, 1958. №7. с. 49 - 55.

11. Басниев, К.С., Дмитриев, Н.М., Каневская, Р.Д., Максимов, В.М. Подземная гидромеханика // М.: Институт компьютерных исследований. 2005. 495 с.

12. Басович, И.Б., Капцанов, Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 1980. №3. -с. 44-47.

13. Блинов, А.Ф. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом притока // Труды ТатНИИнефть. Вып. 4. 1962. с. 442 — 452.

14. Богачев, Б.А., Цепляев, И.И., Яговцев, А. С. Аналитический способ определения дебита вертикальной- скважины в момент ее остановки для исследования // Нефтяное хозяйство. 2004. — №11. стр. 86 — 87.

15. Борисов, Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Тр. ВНИИнефть, вып. XIX, М.: Гостоптехиздат, 1959. с. 115 - 133.

16. Бузинов, С.Н., Умрихин, И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации // М.: Недра, 1964, 272 с.

17. Вирновский, Г.А. Автомодельные обратные задачи теории нестационарной фильтрации в слоистых пластах // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа (МЖГ), 1979. №4. с. 171 - 175.

18. Вирновский, Г.А. Исследование обратных задач двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородных нефтяных пластах // Тр. ВНИИ, вып. 88, М.: ВНИИ, 1984, с. 66-75.

19. Вирновский, Г.А. О методах обработки результатов моделирования нестационарного трехфазного течения и построения кривых относительных проницаемостей // Тр. ВНИИ, вып. 88, М.: ВНИИ, 1984, с. 158 165.

20. Вирновский, Г.А. Об идентификации одномерной модели двухфазной фильтрации // Тр. ВНИИ, вып. 59, М.: ВНИИ, 1977, с. 41 49.

21. Вирновский, Г.А. Об определении относительных проницаемостей при трехфазном течении в пористой среде // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа (МЖГ). 1984. -№ 5. с. 187 189.

22. Вольпин, А.С. Обзор современных автономных глубинных манометров и оборудования для гидродинамических исследований скважин. // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. — практ. конф, 16 — 18 декабря 2003 г. М. стр. 257 260.

23. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. Перевод с англ. М.: Мир, 1985,511 с.

24. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982, 311 с.

25. Годунов, С.К.: Разностный метод численного расчета разрывных решений уравнений гидродинамики // Математический сборник, 1959, т. 47, стр. 270— 306.

26. Григорьев, Г.А., Ингерова, Т.В., Минаков, И.И., Московии, В.Д., Горбунов, А.Т. Расчет эффективного капиллярного давления и коэффициента проницаемости по данным о впитывании жидкости // Нефтяное хозяйство. — 1995.-№ 9.-стр. 26-29.

27. Григорьев, Г.А., Ингерова, Т.В., Московии, В.Д., Горбунов, А.Т. Метод расчета параметров смачивания и коэффициента проницаемости по кинетике впитывания жидкости в пористые тела // Нефтяное хозяйство. 1994. — № 5. — стр. 35-37.

28. Гриценко, А.И., Алиев, 3. С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин // М.: Наука, 1995. — 523 с.

29. Гуляев, Д.Н. Особенности гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. практ. конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 228 — 234.

30. Дахнов, В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин // М.: Недра, 1982. 448 с.

31. Дмитриев, М.Н. Модели двухфазной фильтрации в анизотропных средах: дис. . канд. техн. наук: 01.02.05, РГУ нефти и газа им И.М. Губкина // Москва. 2007. 113 с.

32. Дмитриев, М.Н., Дмитриев, Н.М., Кадет, В.В. Обобщенный закон Дарси и структура фазовых и относительных фазовых проницаемостей длядвухфазной фильтрации в анизотропных средах // МЖГ. 2003. № 2. стр. 136 -145.

33. Дмитриев, М.Н., Максимов, В.М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах // МЖГ1998. — № 2. стр. 87 -94.

34. Добрынин, В. М., Венделыптейн Б. Ю., Резванов Р. А., Африкян А. Н. Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986. — 342 с.

35. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новый подход к исследованию скважин и пластов// Нефтяное хозяйство, 2002. № 6, с. 113— 115.

36. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконтенсатных месторождений // М: "Струна". 1998. — 628 с.

37. Закиров, С.Н., Закиров, Э.С., Индрупский, И.М. Новые представления в 3D . геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. 2006. № I.e. 34-41.

38. Закиров, С.Н., Индрупский, И.М. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважин. Доклады РАН, т. 396, 2004. №6. с. 800-803.

39. Закиров, С.Н., Сомов, Б. Е., Гордон, В.Я., Палатник, Б.М., Юфин, П.А. Многомерная и многокомпонентная фильтрация // М: Недра, 1988.

40. Закиров, Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Грааль, 2001, 303 с.

41. Закиров, Э.С., Закиров, И.С., Закиров, С.Н. Методы теории оптимального управления при разработке месторождений нефти и газа // Всероссийская конф. по разработке нефтяных месторождений. Альметьевск. 2000: Изд. ВНИИОЭНГ.

42. Зотов, Г.А., Коротаев, Ю.П., Почуева, Е.А. Определение положения зон литологического и тектонического экранирования по кривым нарастания давления в газовых скважинах // Тр. ВНИИгаз, вып. 18/26, М.: Гостоптехиздат, 1963. — с. 173 — 182.

43. Иктисанов, В.А. Максимум логарифмической производной забойного давления. Причины возникновения // Труды междунар. . форума исследователей скважин и второй науч. практ. конф, 16 — 18 декабря'2003 г. М. стр. 215-222.

44. Иктисанов, В.А. Причины возникновения максимума логарифмической производной забойного давления // Нефтяное хозяйство. 2004. — № 5. стр. 54 -56.

45. Иктисанов, В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство 2002 г.-№2. стр. 56-59.

46. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., РХД, 2005, 780 с.

47. Каменецкий, С.Г., Суслов, В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пласта. М.: Недра, 1967, 93 с.

48. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов // Москва Ижевск. : Институт компьютерных исследований. 2002. 140 с.

49. Карнаухов, M.JI. Методика интерпретации диаграмм давления, получаемых при испытании скважин // Нефтяное хозяйство, 1980. №3. с. 47 - 50.

50. Козлов, Г.А. Экспериментальные исследования проницаемости импульсным методом ЯМР // Тр. ВНИИ, вып. 59, М.: ВНИИ, 1977, с. 67 73.

51. Коротаев, Ю.П., Зотов, Г.А. О форме индикаторных кривых скважины, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов // Тр. ВНИИгаз, вып. 18/26. -М.: Гостоптехиздат, 1963. — с. 97 — 104.

52. Корценштейн, В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР // М.: Недра. 1977. 247 с.

53. Кочкин, О.В. Теоретические основы установившийся двухфазной фильтрации в центробежном (гравитационном) поле // Нефтепромысловое дело. 1997. — № 4-5. стр. 20-23.

54. Крылов, Г.В., Лапердин, А.Н., Маслов, В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири // Новосибирск: Изд. СО РАН. — 2005.-392 с.

55. Кульпин, Л.Г. Изучение особенностей прискваженной и удаленных зон дренирования гидродинамическими методами // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. — практ. конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 111-121.

56. Кульпин, Л.Г., Мясников, Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. — 200 с.

57. Курбанов, А.К., Константинов, М.Ю. Определение функций фазовых проницаемостей // Газовая промышленность. 2000. №10. стр. 46 - 47.

58. Курбанов, А.К., Константинов, М.Ю. Определение функций фазовых проницаемостей при фильтрации жидкости // Газовая промышленность. 1999. -№12. стр. 30-32.

59. Левченко, И.Ю. Об особенностях применения'производных давления для анализа КВД // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч.—практ. конф, 16 18 декабря 2003 г. М. стр. 314 - 317.

60. Лозин, Е.В., Зайнутдинов, Р. С., Демин, С.А. Определение остаточной нефтенасыщенности песчаников верхней юры Коттынского месторожденияпо результатам исследования керна. // Нефтяное хозяйство. 2005. — № 5. — стр. 69-71.

61. Лозин, Е.В., Шушарин, В.П., Баширов, И.Р. Гидродинамические исследования скважин с использованием современных глубинных приборов // Нефтяное хозяйство. 2004. -№ 11. стр. 78 80.

62. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Перевод с англ. М. JL: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

63. Михайлов, Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов // М: Недра 1992. 270 с.

64. Михайлов, Н.Н. Проницаемость пластовых систем // М: 2006. 185 с.

65. Мосулов, А.Ю. Результаты форсированного отбора жидкости в условиях значительной- неоднородности коллекторов по проницаемости // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 49 — 51.

66. Мясников, Ю.А. Обработка кривых восстановления давления с учетом* притока после кратковременной работы скважины при упругом режиме // Тезисы докл. на науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Харьков. ОНТИ УКРНИИгаз. 1972. с. 45 - 46.

67. Павленко, Г.А. Влияние результатов гидродинамических исследований на адаптивность постоянно действующей геолого-гидродинамической'модели к реальным условиям залежи // Нефтяное хозяйство. 2004. № 12. стр. 84 — 87.

68. Рахматуллин, В.У., Потапов, А.П. Об одной задаче восстановления давления. // Нефтяное хозяйство. 2001. -№3. с. 56 58.

69. Самарский, А.А. Теория разностных схем. // М.: Наука, 1977. 653 с.

70. Сеидов, В.М. Определение некоторых параметров пластов при эксплуатации месторождения // Нефтяное хозяйство. 2005. № 11. стр. 58 - 60.

71. Сонич, В.П., Черемисин, Н.А., Климов, А.А., Афанасьев, В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. стр. 31—33.

72. Степанов, С.В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 67 69.

73. Степанов, С.В. Математическое моделирование скважины с учетом структуры насыщенности расчетной ячейки // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 52-55.

74. Таиров, Н.Д., Саркисов, А.А, Джафарли, С.З. Влияние гидрофобности пород на фазовые проницаемости для нефти и воды // Нефтяное хозяйство 1974. № 1. стр. 48-49.

75. Федоров, В.Н., Мешков, В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч.-практ., конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 64 76.

76. Федоров, В.Н., Нестеренко, М.Г., Лушпеев В.А. Оценка качественного состава флюида в горизонтальном стволе скважины // Нефтяное хозяйство. 2006.-№4. стр. 76-78.

77. Хавкин, А.Я., Максимов, М.М., Путохин, B.C. Идентификация относительных фазовых проницаемостей по результатам гидродинамических расчетов // Геология, Геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996 г. № 12. стр. 35-38.

78. Хайруллин, М.Х., Хисамов, Р.С., Шамсиев, М.Н., Фархуллин, Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. М: Институт компьютерных исследований 2006.

79. Харин, О.Н. Основные задачи теории нестационарной фильтрации // М: Изд -во "Нефть и газ". 2000 г. 140 с.

80. Хиангчинг, И., Гиматудинов, Ш.К. Влияние неоднородности фильтрационных свойств пород на формирование относительныхпроницаемостей по нефти и воде // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. — № 4. стр. 44 — 46.

81. Хисамов, Р.С., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А. Губайдуллин, А.А., Икшкаев, Р.К. Хусаинов, В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений //М: ОАО ВНИИОЭНГ. 2000. 228 с.

82. Хисматуллина, Ф. С., Сыртланов, В.Р., Дубровин, А.В. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 2005. № 1. стр. 47 - 51.

83. Чарный, И.А. Определение некоторых параметров пласта при помощи кривых восстановления забойного давления // Нефтяное хозяйство. 1955. № 3. с. 40-48.

84. Чарный, И.А. Подземная гидромеханика // М. JL: Гостоптехиздат, 1948. — 196 с.

85. Чарный, И.А., Умрихин, И.Д. Об одном способе определения параметров пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам // Изд. Мин. высш. образ. СССР. МНИ им. И.М.Губкина. 1957.-47 с.

86. Шагиев, Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. — 304 с:

87. Шагиев, Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах // Известия ВУЗов «Нефть и газ». 1960. -№11. с. 53-59.

88. Шагиев, Р.Г., Левченко, И.Ю. Анализ скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 12. стр. 67-69.

89. Шайхутдинов, И.К. Площадное гидропрослушивание в анизотропных коллекторах // Труды междунар. техн. симп. «Интенсификация добычи нефти и газа». Москва, 26 28 марта 2003 г.

90. Шеметилло, В.Г. Мосунов, А.Ю., Афанасьев, В.А., Сонич, В.П., Черемисин, Н.А., Климов А.А. Форсированный отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2. стр. 54-58.

91. Щелкачев, В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме фильтрации // М. JL: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.

92. Щелкачев, В.Н., Лапук, Б.Б. Подземная гидравлика // М. 2001. 735 с.

93. Эфрос, Э.А. Исследование фильтрации неоднородных систем // Л. 1963. 351 с.

94. Яковлев, В.П. Гидродинамический анализ недр // Баку: ОНТИ, 1937.

95. Abbaszadeh, М., Asakawa, К., Cinco Ley, Н., Arihara, N. Interference testing in reservoirs with conductive faults or fractures // SPE RE&E. 2000. Oct. p. 426 — 434

96. Archer, R.A., Yildiz, T.T. Transient well index for numerical well test analysis // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71572).

97. Aziz, K., Settari, A. Use of irregular grids in cylindrical coordinates // SPE Journal. August. 1974. p. 396 412. (SPE Paper 4720).

98. Batycky, J.P., McCaffery, F.G., Hodgins, P.K., Fisher, D.B Interpreting relative permeability and wettability from unsteady — state displacement measurements. // SPE Journal, June 1981, p. 296 308. (SPE Paper 9403).

99. Benoit Noetinger, Ricard, A.L. Dynamics of the water oil front for two — phase, immiscible flow in heterogeneous porous media // Kluwer Academic Publishers. 2002.-p. 27.

100. Boscan, J. Almanza, E. Wendler, C. Successful well testing operations in high — pressure/high — temperature Environment: Case histories // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84096).

101. Bourdet, D., Ayoub, J.A., Pirard, Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE FE, 1989. June. p. 293 302. (SPE Paper 12777).

102. Brand, C.W., Heinemann, J.E., Aziz, K. The grid orientation effect in reservoir simulation // 11th SPE Symp. reservoir simulation held in Anaheim. 17 — 20 feb. 1991. (SPE Paper 21228)

103. Burns, Jr., William, A. New single-well test for determining vertical permeability //(SPE Paper 2152)

104. Carter, R.D., Tracy, G.W. An improved method for calculating water influx // (SPE Paper 1626-G)

105. Chen, H., Teufel, L.W. A quick method to determine permeability-anisotropy orientation from interference testing // SPE ATCE 2003, Denver, Colorado, USA. 5 8 October 2003. (SPE Paper 84090).

106. Daltaban T.S., Wall C.G. Fundamental and applied pressure analysis. Imperial College Press, 1998, 811 p.

107. Deans, H.A., Mut, A.D. Chemical tracer studes to determine water saturation at Prudhoe bay // SPE RE&E Feb. 1997.

108. Demetre, G.P., Farouq S.M., A review of analytical well models used in reservoir simulation I I (SPE Paper 28179).

109. Denny, D. Measuring vertical permeability in a layered reservoir // JPT 2002. Feb. p. 65.

110. Ding, S. Tai, P. The use of an integrated approach in estimation of water saturation and free water level in Tight gas reservoirs: Case studies // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84390).

111. Ding, Y., Renard, G., Luce, Weill. Representation of wells in numerical reservoir simulation // SPE RE&E Feb. 1998. p. 18 23.

112. Ebenhact, B.W., Ransom, R.C. Identifying "Clean" and productive zones from well logs // (SPE Paper 12758).

113. Ehlig Economides, C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior // JPT. October. 1988. p. 1280 - 1282.

114. Ertekin, Т., Abou Kassem. J.H, G.R. King. Basic applied reservoir simulation // Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME SPE, Richardson. Texas. 2001.

115. Fang, L., Stefan, M. Vertical permeability determination from single — well test: phase I-constant flow rate test // Prod. Oper. Symp. Oklahoma City, OK. USA. 1993. 21 23 March. (SPE Paper 25427).

116. Fetkovich, M.J. A Simplified approach to water influx calculations finite aquifer systems // (SPE Paper 2603).

117. Fetkovich, M.J., Guerrero, E.T., Thomas, L.K. Oil and gas relative permeabilities determined performance data // 61st Annual Tech. Conf. SPE. 1986. 5 8 Oct. (SPE Paper 15431).

118. Gomez, S., Gosselin, O., Barker, J.W. Gradient-based history matching with a global optimization method // SPE Journal. June. 2001. p. 200 208.(SPE Paper 71307).

119. Guerriero, J.N.C., Barbosa, H.J.C., Garcia, E.L.M, Loula, A.F.D., Malta, S.M.C. Identification of reservoir heterogeneities using tracer breakthrough profiles and genetic algorithms. // SPE RE&E June 1998. p.218 -223.

120. Guo, В., Stewart, G., Того, M. Linearly supported radial flow a flow regime in layered reservoirs // SPE RE&E April 2002. p. 103 - 110.

121. Haugse, V. Interpretation of tree — phase relative permeability measurements by front tracking // SPEJ. June 2001 p. 193 - 199.

122. Hirssaki, G.J. Sensitivity coefficients for history matching Oil displacement processes // (SPE Paper 4283).133: Но — Jeen, Su. Modeling off — center wells in reservoir simulation. // SPE RE&E Feb. 1995. p.47 — 51.

123. Home, R.N. Advances in computer-aided well test interpretation // JPT. July 1994. p.599-606.

124. Home, R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. // Second edition. Petroway Inc. 256 p.

125. Horner, DR. Pressure build-up in wells // Proc. Third World Pt. Congr., Leiden, Holland, 1951.- p. 79.

126. Hurst, W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore//The Petrol. Engineer, v. XXV, No. 11. Oct. 1953.'

127. Iliassov? P.A., Datta-Gupta, A., Vasco, D. W. Field-scale characterization of permeability and saturation distribution,using partitioning tracer tests: The Ranger Field, Texas // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71320).

128. Kuchuck, F.J. Lenn, C., Hook, P., Fjerstadi P. Performance evaluation of horizontal wells//(SPE Paper 39749).

129. Laroche, C., Chen, M, Yanis C. Yortsos, Kamath, J. Determining relative permeability exponents near the residual saturation // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71489).

130. Larsen, L. General productivity models for wells in homogeneous and layered reservoirs // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71613).

131. Larsen, L. Limitation on the use of single and multiple — rate Homer, Millerth

132. Dyes—Hutchinson and Matthews-Brons-Hazebroek analysis //58 Annual Tech. Conf. SPE. 1986. 5-8 Oct. (SPE Paper 12135).

133. Levitan, M.M., Phan, V.Q. Identification of tidal signal in well test pressure data // SPE ATCE 2003, Denver, Colorado, USA, 5-8 October 2003. (SPE Paper 84376).

134. Magdy, S. Osman, G. Pressure data filtering and horizontal well test analysis case study // (SPE Paper 37802).

135. Mattax, С. C., Dalton, R.L. Reservoir simulation // Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME SPE, Richardson. Texas. 1990.

136. McCoy, D.D., Grieves, W.A. Use of resistivity logs to calculate water saturation at Prudhoe bay // SPE RE&E Feb. 1997. p.45 51.

137. Meister, M., Lee, J. Krueger, V. Georgi, D., Chemali, R. Formation pressure testing during drilling: Challenges and benefits // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5 8 Oct. (SPE Paper 84088).

138. Miller, C.C., Dyes, A.B., Hutchinson, C.A. The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom hole pressure build up characteristics // JPT., vol. 2, 1950,-№4. p. 91 -104.

139. Molinard, J R., Le Bitoux, P., Fasanino, G., Тек, M.R. A generalized approach to determine properly any aquifer influence function in an analytical form // (SPE Paper 18288).

140. Nanba, Т., Ноше, R.N. Estimation of water and oil relative permeaqbilities from pressure transient analysis of water injection well data // 64th Annual Tech. Conf. and Exib. SPE. 1989. 8-11 Oct. (SPE Paper 19829).

141. Nghiem, L., Roson, B. "A Unified and Flexible Approach for Handling and Solving Large Systems of Equations in Reservoir Simulation". // First and Second Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989, p. 501-550.

142. Oswaldo, A, Pedrosa, Jr. Aziz, K. Use of a hybrid grid in reservoir simulation // SPE RE&E Nov. 1985 p. 611-621. (SPE Paper 13507).

143. Oyno, L., TjetJand, B.G., Esbensen, K.H., Solberg, R., Ashele A., Larsen, T. Prediction of petrohysical parameters based on digital video core images' // SPE RE&E 1998 feb. p.82 87.

144. Palagi, C.L., Axis K. The modeling of vertical and horizontal wells with Voronoi Grid // (SPE Paper 24072).

145. Peaceman, D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability // 6th SPE Symp. Of AIME. 31 Jan. 3 Feb. 1982 (SPE Paper 10528).

146. Peaceman, D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation // AIME. June 1978, (SPE Paper 6893).

147. Peaceman, D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator // SPE. ATS. Apr. 1993.

148. Pedrosa, O.A.Jr., Aziz, K. Use a hybrid grid in reservoir simulation // SPERE Nov. 1986.

149. Peffer, J. Pop, J. In situ determination of permeability anisotropy and its vertical distribution - A case study // SPE ATCE 1997, San Antonio. Texas. USA. 5-8 October 1997. (SPE Paper 38942).

150. Peng, C.P., Bateman, C.F., Kaffenes, J.M., Yanosik, J.L. Extended production tests in the liuhua 11-1 reservoir // SPE RE. August 1994. p. 169 174.

151. Peres, A. M.M. Determining barrier distance from transient well test data // (SPE Paper 38971).

152. Prats, M. A method for determining the net vertical permeability near a well from in situ measurements // (SPE Paper 2511).

153. Prats, M. Interpretation of pulse tests in reservoirs with crossflow between contiguous layers // (SPE Paper 11963).

154. Press, W.H., Flannery, B.P., Teukolsky, S.A., Vetterling, W.T.: Numerical recipes the art of scientific computing // Cambridge, 1989.

155. Proett, M., Walker, M. Welsans, D. Gray, C. // Formation testing while drilling, a new era formation testing // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84087).

156. Puntel de Oliveira, E.A., Serra, V. Oil/water relative permeability from fall off test // III Latin American and Caribbean petrol, eng. Conf. 27 29 April 1994. (SPE Paper 26984).

157. Raghavan, R., Clark, K.K. Vertical permeability from limited entry flow tests in thick formations // (SPE Paper 4556).

158. Ramakrishnan, T.S., Kuchuk F.J. Testing injection wells with rate and pressure data // Annual Tech. Conf. Exhib. New Orleans, Sept. 23 26. 1990. (SPE Paper 20536).

159. Ramey, H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. June 1992. p. 650 -659.

160. Relative permeability and wettability of petroleum reservoirs // CRC Press. Third Printing. 1990. p. 384.

161. Reynolds, А.С., Li, R., Oliver, D.S. Simultaneous estimation of absolute and relative permeability by automatic history matching of three-phase flow production data // JPCT March 2004. p 37 46.

162. Sigmund, P.M., McCaffery F.G. An improved unsteady — state procedure for determining the relative-permeability characteristics of heterogeneous porous media. SPE Journal, Feb. 1979, p. 15 28. (SPE Paper 6720).

163. Sonier, F., Besset, P., Ombert, O. A Numerical model of multiphase flow around a well // 46th AnnuaMech. Conf. SPE. 1971. 3 6 Oct. (SPE Paper 3627).

164. Sosa, A., Raghavan, R., Limon, T.J. Effect of relative permeability and mobility ratio on pressure falloff behavior // JPT, June 1981. p. 1125 1135. (SPE Paper 9398).

165. Streltsova, T.D. Buildup analysis for interference tests in stratified formation // JPT. Feb. 1984.-p. 301-310.

166. Sullivan, M.J. Belanger, D.L., Stewart, W.F. Use of carbon/oxygen logs run in open hole in wells drilled with oil — based muds // SPE RE&E Feb. 2002. p.60 -67.

167. Suzuki, K., Nanba, T. Horizontal well test analysis system // 65th Annual Tech. Conf. SPE. 1990. 23 26 Sep. (SPE Paper 20613).

168. Tan, T.B. Estimating two and three dimensional pseudo-relative permeability with non-linear regression. // 13th SPE Symp. reservoir simulation held in San Antonio. 12 15 Feb. 1995. (SPE Paper 29129).

169. Walter, H. Well logging and its applications in cased holes // JPTC 1984. Feb. p. 249-261.

170. Watson A.T., Kerig P.D., Richmond P.C., Tao Т. M. An improved method for estimating relative permeability from displacement experiments // 56th California Regional Meeting of the SPE in Oakland, California, April 2-4, 1986. (SPE Paper 15064).

171. Yang, P. H., Watson A.T. Automatic history matching with variable — metric methods.// 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, September 27 - 30, 1987. (SPE Paper 16977).

172. Yang, P. H., Watson, A.T. A Bayesian Methodology for estimating relative permeability curves I ISPERE. 1991. May. P. 259 - 264.

173. Zakirov, E.S. Aquifer configuration estimation through inverse problem solution // SPE Res. Symp. 1999. 14 17 Feb. Houston, Texas. USA. (SPE Paper 51926).

174. Zeybek, M., Ramakrishnan, T.S., A1 Otaibi Salamy, S.P., Kuchuk, F.J. Estimating multiphase-flow properties from dual-packer formation tester interval tests and openhole array resistivity measurements // SPE RE&E 2004. Feb. p. 40 — 46.

175. Zhang, L., Luiane, В., Clayton, V. Accounting for interpreted well test pore volumes in reservoir modeling // Annual Tech. Conf. and Exhib. Denver, Colorado. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84276).

Информация о работе

Аникеев, Даниил Павлович
кандидата технических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы