способ исследования и интерпретации результатов исследований скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь

Формула изобретения

1. Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, включающий бурение вертикальной, горизонтальной или наклонной скважины, вскрытие нефтенасыщенного интервала пласта нефтегазовой залежи, проведение исследования скважины на неустановившемся режиме, отличающийся тем, что создают режим добычи нефти при минимально возможном забойном давлении, приводящий к искусственному загазованию и обводнению извлекаемой продукции, в процессе исследования скважины осуществляют контроль за динамиками забойного давления, дебитами скважины по нефти, воде и газу, производят замеры флюидонасыщенности по стволу скважины в пределах вскрытого интервала, используют получаемые данные для определения коэффициентов проницаемости вдоль и поперек напластования, пористости, скин-фактора, порогов подвижности для нефти, газа и воды, степеней функциональных зависимостей у относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что, с целью повышения степени достоверности определяемых параметров и зависимостей, осуществляют периодические остановки скважины, а при очередном запуске скважины в эксплуатацию вновь задают минимально возможное забойное давление.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что определение всех искомых параметров осуществляют на основе решения 3D многофазной задачи идентификации в оптимизационной постановке с использованием итерационной процедуры, численных методов и методов теории оптимального управления.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к определению необходимых для проектирования разработки нефтегазовой залежи исходных данных.

Известен способ исследования нефтяной скважины при неустановившихся режимах фильтрации, включающий эксплуатацию скважины в течение длительного времени с постоянным дебитом нефти и закрытием ее с целью снятия кривой восстановления забойного давления, которая используется для определения коллекторских свойств пласта (см. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М.: Подземная гидромеханика. Изд. Недра, 1993, с.156-159).

Недостатками известного способа являются следующие:

- способ применим при отсутствии газовой шапки и подошвенной воды;

- позволяет определить ограниченное количество параметров, так как основывается на теории однофазной, одномерной фильтрации.

Наиболее близким к предлагаемому является способ исследования скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, включающий исследование скважины при установившихся режимах фильтрации (см. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. Нефтяное хозяйство, №2, 1988, с.39-42) с целью получения индикаторных диаграмм по нефти, газу и воде.

Недостатками, присущими рассматриваемому способу, являются

- труднодостижимые на практике установившиеся притоки нефти, газа и подошвенной воды к скважине;

- приближенность математической постановки задачи, что не позволяет определять необходимые для проектирования разработки нефтегазовой залежи параметры пласта.

В основу настоящего изобретения положена задача создания способа исследования и интерпретации результатов исследования скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, позволяющего находить необходимые для проектирования разработки параметры пласта. При этом скважина по конструкции может быть вертикальной, горизонтальной, наклонной.

Выполнение поставленной задачи достигается тем, что в способе исследования вертикальной, горизонтальной, наклонной скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, создают режим добычи нефти при минимально возможном забойном давлении, приводящий к искусственному и ускоренному загазованию и обводнению извлекаемой продукции, т.е. к реализации вблизи скважины многофазной, многомерной (3D) фильтрации пластовых флюидов, а также тем, что

- в процессе исследования скважины осуществляют контроль за динамиками забойного давления, дебитами скважины по нефти, воде и газу, производят замеры флюидонасыщенности по стволу скважины в пределах вскрытого интервала;

- для описания фильтрационных процессов в пласте используется теория многофазной, многомерной фильтрации; обратная задача по идентификации коллекторских свойств на основе результатов исследования скважины формулируется в оптимизационной постановке и для ее решения используются численные методы и методы теории оптимального управления;

- для повышения степени достоверности идентифицируемых параметров осуществляют остановку скважины и повторяют исследования при минимально возможных забойных давлениях.

Способ осуществляется следующим образом.

После бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны, ее цементирования и перфорации, освоения скважины на ее забой спускают глубинный манометр. Устье скважины обвязывают таким образом, чтобы можно было осуществлять непрерывный во времени замер дебитов скважины по нефти, газу и воде.

Скважина запускается в работу при минимально возможном забойном давлении. В результате начинается добыча нефти с растворенным газом, а затем происходит загазование извлекаемой продукции газом газовой шапки и обводнение ее подошвенной водой. Как известно, это является следствием формирования газовых и водяных конусов.

С момента запуска скважины в работу при минимально возможном забойном давлении осуществляют замеры начального пластового давления, текущих значений забойного давления, дебитов скважины по нефти, газу и воде в разные моменты времени. Методами промысловой геофизики контролируют интервалы притока пластовых флюидов и снимают профили флюидонасыщенности в разные моменты времени.

Результаты искусственно созданного многофазного, многомерного фильтрационного течения несут в себе обширную информацию о коллекторских свойствах пласта в трехмерном (3D) пространстве, включая важные для теории и практики разработки фазовые проницаемости для нефти, газа и воды, а также сведения об анизотропии коллекторских свойств.

Для зоны вокруг исследуемой скважины создается трехмерная (3D) газогидродинамическая модель пласта. Это означает, что задаются все априорно известные данные об особенностях геологического строения рассматриваемого элемента пласта, его фильтрационные и емкостные параметры, относительные фазовые проницаемости (ОФП) для нефти, газа и воды, начальные давление и температура, а также зависимости свойств нефти, газа и воды от давления. 3D модель элемента пласта вбирает в себя также конструктивные характеристики скважины, включая ее трассировку в 3D пространстве. Размеры элемента пласта выбираются такими, чтобы возмущение от пуска скважины не доходили до его границ.

Созданная 3D газогидродинамическая модель пласта является приближенной. Ибо она создавалась при недостоверных параметрах пласта и ОФП для нефти, газа и воды. Теперь эта 3D модель подвергается процедуре адаптации к фактическим данньм исследования скважины. Это означает, что идентификации подвергаются параметры пласта и ОФП для нефти, газа и воды из условия минимизации функционала качества. Поиск искомых параметров и ОФП производится с использованием численных методов и градиентных процедур. При этом методы теории оптимального управления позволяют определять значения функциональных производных, т.е. производных от функционала качества по искомым параметрам. Для этого приходится решать не только прямую 3D многофазную задачу применительно к рассматриваемым элементу пласта и исследуемой скважине, но и сопряженную к ней 3D задачу той же фазности.

Нахождение искомых параметров и зависимостей осуществляется на основе

- полученных в результате исследовательских работ на скважине фактических данных о давлениях, дебитах, насыщенностях;

- решения адекватной обратной задачи теории фильтрации.

В результате решения обратной задачи требуется найти значение проницаемости пласта вдоль (k) и поперек напластования (k ₂), коэффициент пористости (m), коэффициент нефтенасыщенности (S_H), скин-фактор (S), коэффициент упругоемкости пласта ( ^*) для нефтенасыщенной зоны, относительные фазовые проницаемости для нефти (k_H ^*), воды (k _B ^*) и газа {k^* _г ), включая пороговые значения насыщенности для нефти (S^* _H), воды (S_B ^*) и газа (S_г ^*).

Вследствие многочисленности искомых параметров и зависимостей обратная задача формулируется как оптимизационная. В качестве минимизируемого функционала принимается следующий

Здесь Р_с - забойное давление в скважине; Q _B - дебит скважины по воде; q_г -дебит скважины по газу; ₁, ₂, ₃, ₄ - нормировочные и весовые коэффициенты; t - время; Т - время исследования скважины.

Принимается, что многомерная, многофазная фильтрация пластовых флюидов описывается известной в подземной газогидродинамике системой дифференциальных уравнений в частных производных. Для решения данной системы уравнений задаются начальные и граничные условия. Начальные условия характеризуют невозмущенное состояние пласта при t=0 и они отражают начальное распределение давления и флюидонасыщенности по вертикали. Граничные условия на границах выделяемого элемента пласта отражает, например, факт непроницаемости этих границ. В качестве граничного условия на скважине задается замеренная зависимость q_н=q _н(t).

Постановка и алгоритм решения подобных обратных задач изложены в монографии: Закиров Э.С.: Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Грааль, 2001, 302 с.

Таким путем выполняется направленный поиск искомых параметров и ОФП, которые наилучшим образом приближают фактические замеренные и расчетные зависимости изменения во времени характерных показателей процесса исследования скважины.

С целью повышения степени достоверности определяемых параметров и зависимостей осуществляют периодические остановки скважины. При очередном запуске скважины в эксплуатацию вновь задают минимально возможное забойное давление.

Таким образом, впервые предлагается наукоемкий способ исследования скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, позволяющий находить все необходимые для составления проекта разработки исходные параметры и зависимости. Наукоемкость технологии определяется

- преднамеренным созданием вблизи и у забоя скважины трехмерного, многофазного фильтрационного течения;

- проведением расширенного мониторинга за показателями притока к скважине трех флюидов;

- определением всего комплекса исходных параметров и зависимостей на основе решения обратной 3D многофазной задачи теории фильтрации в оптимизационной постановке с использованием численных методов и методов теории оптимального управления.

Пример реализации предлагаемого способа

Достоверность и правомерность новых подходов к исследованиям скважин и пластов устанавливается на адекватных математических экспериментах. Такой подход принят и авторами для доказательства справедливости предлагаемого способа исследования скважины. С этой целью приводятся следующие результаты математического эксперимента.

На фиг.1 представлена одна четверть элемента пласта нефтегазовой залежи. Размеры элемента вдоль осей OX, OY, OZ составляют 500 м ×500 м ×50 м. Газо-, нефте- и водонасыщенные толщины пласта равняются 20, 10, 20 м соответственно. Коэффициент пористости - 20%, коэффициенты проницаемостей вдоль осей OX, OY, OZ равняются 500, 500, 50 мд соответственно. Начальные вязкости нефти, газа и воды в пластовых условиях равны 0,44, 0,024, 0,34 сП соответственно. Принятые зависимости ОФП для нефти, газа и воды приводятся на фиг.2-5 в виде сплошных линий.

На этих фигурах принятые в качестве исходных в задаче идентификации зависимости ОФП для нефти, газа и воды представлены в виде линий с кружочками. Фактические и уточненные ОФП для нефти, газа и воды на фиг.2-5 даются в виде сплошных линий и треугольных значков соответственно. При этом с высокой точностью (с погрешностью не более 1%) определены и все другие искомые параметры пласта, которые вначале были заданы из априорных данных и представлений.

Таким образом, результаты приведенных и других математических экспериментов свидетельствуют о справедливости и достоверности предлагаемой технологии исследования скважины, вскрывшей нефтегазовую залежь, и алгоритма решения задачи по идентификации результатов исследований с целью нахождения искомых параметров пласта и ОФП для нефти, газа и воды.