Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки

Изобретение относится к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации. Техническим результатом является повышение точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки. Способ заключается в определении параметров нефтенасыщенных пластов: накопленная добыча воды (Qв^н), начальное пластовое давление (Рпл^н) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальная проницаемость коллектора (Kпрон^н) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн), далее по значениям Рпл^Н и Т устанавливают скважинное пластовое давление Рпл^Т-М модели по математической зависимости. Используя ранее установленные показатели Рпл^н, Т, Qв^н, Рзаб, S, Гф, Kпрон^н и Qн методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z модели скважины по математической формуле. По дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины: при Z>0 - модель скважины относят к первому классу, при Z<0 - модель скважины относят ко второму классу. Если построенная модель скважины относится к первому классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М1 по математической формуле. В случае отнесения модели скважины ко второму классу рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М2 по математической формуле. Используя ранее полученные значения Рпл^Т-М и Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2, производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по математической формуле. 1 ил.

 

Изобретение относится к области промыслово-геофизических исследований, а именно к способам определения текущего пластового давления без остановки скважин на исследование в процессе их эксплуатации, разрабатываемых в турнейско-фаменской залежи.

Пластовое давление является одним из важнейших показателей, характеризующих энергетическое состояние залежи в процессе ее разработки. Поэтому контроль за его величиной представляется важнейшей задачей эффективного мониторинга разработки нефтяных месторождений и является актуальным.

Наиболее достоверным способом определения пластового давления следует считать проведение в скважине гидродинамических исследований (Патенты РФ №870668, 785472, 2569522, 2465454, 2239700, 2473803, 2167289, 2370635) В этом случае в качестве пластового давления принимают величину давления на забое скважины, стабилизировавшееся на некоторой отметке, спустя определенное время после ее остановки. Данный способ является основным в практике нефтепромыслового дела, его применение с целью контроля за энергетическим состоянием залежи в зонах дренирования скважин предписывается руководящими документами.

Основным недостатком данного способа является необходимость остановки скважины, в ряде случаев на весьма продолжительное время. Кроме этого, представляется достаточно сложным выполнять сравнения пластовых давлений между собой, в виду разновременности проведения исследований, поскольку одновременно остановить весь фонд для замера пластового давления в условиях промысла невозможно.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является Способ определения пластового давления нефтенасыщенных пластов эксплуатирующейся скважине без ее остановки (Патент РФ №2107161), включающий определение величины накопленной добычи жидкости V_н._ж, накопленной величины вытесняющего агента, закачанного в скважину V_зак, и накопленной величины вытесняющего агента V_в, отобранного из добывающей скважины, за время эксплуатации скважины, а пластовое давление рассчитывают по формуле:

Р_пл.=[ln(V_зап-V_н._ж+V_зак.ср.(V_в/V_н._ж))/lnV_зап]⋅Р₀,

где V_зап - объем балансового запаса нефти, определяемого как

V_зап=V_зап.ср(h_эф/h_ср.), м³;

V_зап.ср - объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину, м³;

h_эф. - эффективная толщина пласта в зоне отбора исследуемой скважины, м;

h_cp. - средняя эффективная толщина пласта, м;

Р₀ - пластовое давление в залежи до начала разработки, МПа.

Недостатком известного способа является необходимость использования при его реализации параметров:

- объем балансового запаса нефти, приходящихся на одну скважину, для расчета которого требуется знание точных размеров эффективных толщин пласта. Отсутствие же уточнения какую толщину следует брать в качестве эффективной нефтенасыщенной (полную или перфорированную), может привести к искажению результатов, а значит и к снижению точности.

- объем среднего запаса нефти, приходящегося на одну скважину (расчетная величина). Расчет данного параметра осуществляется, как правило, по формуле объемного метода подсчета запасов, и для ее использования применительно к одной скважине (а не к залежи в целом) необходимо знать площадь зоны дренирования. На практике зону дренирования чаще схематизируют в виде окружности с радиусом, равным половине сетки скважин. Что является некорректным и ведет к снижению точности результатов.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения текущего пластового давления при эксплуатирующейся скважине без ее остановки, за счет использования совокупности новых объективных информационных показателей, увеличения их числа и заявленной взаимосвязи между ними.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки, заключающийся в определении параметров нефтенасыщенных пластов, в том числе и накопленной добычи воды (Qв^н), при этом для каждой эксплуатирующейся скважины определяют начальное пластовое давление (Рпл^н) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальная проницаемость коллектора (Kпрон^н) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн), далее по значениям Рпл^Н и Т строят модель пластового давления скважины, по которой устанавливают скважинное пластовое давление Рпл^Т-М этой построенной модели скважины по следующей зависимости:

Рпл^Т-М=9,437-0,2312⋅Рпл^Н-0,0032⋅Т+0,0398⋅(Рпл^Н)²-0,0003⋅(Рпл^Н⋅Т)+0,00000017654⋅(Т)², МПа

где

Рпл^н - начальное пластовое давление в зоне отбора этой скважины, МПа

Т - продолжительность эксплуатации после ввода из бурения, сут

Qв^н- - накопленная добыча воды, т

Рзаб - забойное давление, МПа

S - скин-фактор

Гф - газовый фактор

Kпрон^н - начальная проницаемость коллектора в зоне отбора данной скважины, мДарси

Qн - дебит нефти, т/сут

затем используя ранее установленные показатели Рпл^н, Т, Qв^н, Рзаб, S, Гф, Кпрон^н и Qн методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z указанной модели скважины по формуле:

Z=-0,00193⋅Т-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅Рпл^Н+0,00005⋅Qв^Н-0,01666⋅Гф-4,09775

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины, исходя из следующего:

- при Z>0 - модель скважины, относят к первому классу;

- при Z<0 - модель скважины, ко второму классу;

в случае отнесения ранее построенной модели скважины к первому классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М1 по формуле:

Рпл^Т-М1=0,721+0,961084⋅Рпл^Н -0,005339⋅T+0,000078⋅Qв^Н, а в случае отнесения модели скважины ко второму классу, рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М2 по следующей формуле:

Рпл^Т-М2=2,903+0,452763⋅Рзаб+0,434338⋅Рпл^Н+0,151458⋅S-0,027958⋅Гф+0,002506⋅Kпрон^Н,

где: Рпл^Т-М1 - пластовое давление модели, отнесенной к первому классу, МПа; Рпл^Т-М2 - пластовое давление модели, отнесенной ко второму классу, МПа;

после чего, используя ранее полученные значения Рпл^Т-М и Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2 производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по формуле:

Рпл^Т-ММ=0,214-0,3742⋅Рпл^Т-М+1,3476⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)+0,0093⋅(Рпл^Т-М)²+0,0077⋅(Рпл^Т-М)⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)-0,0162⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)²;

где: Рпл^Т-ММ - текущее пластовое давление скважины, МПа;

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

В настоящее время широкое распространение получили способы определения текущего пластового давления, связанные с остановкой скважины, для проведения гидродинамических исследований. Поэтому актуальность приобретают методы определения текущего пластового давления без остановки скважины, основанные на его вычислении с использованием уравнений (моделей), разработанных при математической обработке накопленного опыта исследований с непосредственным измерением пластового давления.

Благодаря расширению количества используемых в предлагаемом способе информационных показателей (причем эти показатели являются стандартными при разработке месторождения), построению моделей, а также отнесению их к определенному классу посредством дискриминантного анализа, появляется возможность достоверно и точно определить текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины без ее остановки.

За счет того, что экспериментальным путем были получены определенные зависимости для математического расчета текущего пластового давления для моделей первого и отдельно для моделей второго класса, обеспечивается дополнительная информационная связь указанных выше параметров нефтенасыщенных пластов между собой, что делает предлагаемый способ достоверным и точным.

Основанием для использования математических моделей для определения текущего пластового давления послужило наличие значительного накопленного опыта высококачественных гидродинамических и промысловых исследований скважин на ряде месторождений.

В результате анализа установлено, что текущее пластовое давление имеет значимые корреляционные связи с рядом геолого-физических характеристик и некоторых показателей эксплуатации исследованных скважин. Это позволяет построить многомерные математические модели, с помощью которых можно будет определять пластовое давление без остановки скважин.

В ходе исследования значений текущего пластового давления установлено, что для рассматриваемого объекта разработки основное влияние на величину текущего пластового давления оказывают такие параметры, как начальное пластовое давление (Рпл^Н) в зоне отбора и продолжительность эксплуатации (Т) скважины. Неожиданно было установлено, что по значениям Рпл^Н и Т может быть построена модель, по которой можно определить скважинное пластовое давление (Рпл^Т-М)) модели.

Отнесение модели посредством дискриминантной функции Z к определенному классу позволит снизить стандартную ошибку в определении значений скважинного пластового давления модели.

Для повышения точности определения значений текущего пластового давления строится многомерная модель, учитывающая полученные ранее значения пластового давления.

Достоверность расчетов подтверждалось показателями: коэффициентом R - множественный коэффициент корреляции, и параметром р - достигаемый уровень статистической значимости. Эти показатели демонстрируют точность расчетов. Чем ближе коэффициент R к единице, тем выше достоверность расчетов. Параметр р также представляет собой статистическую характеристику достоверности. Так, в инженерных расчетах принята считать, что если р<0,05, то модель позволяет осуществлять достоверные расчеты. Эти параметры характеризуют достоверность множественных расчетов, то есть определяются для выборки.

При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).

Данный способ апробирован на турнейско-фаменском объекте разработки месторождения им. Сухарева скважинах №114 и №4, пласт Т-Фм.

Пример 1. Скважина №114

1. У указанной скважины определяются следующие показатели:

2. Строят модель, по которой устанавливают скважинное пластовое давление модели скважины Рпл™ по следующей зависимости:

Рпл^Т-М=9,437-0,2312⋅Рпл^Н-0,0032⋅Т+0,0398⋅(Рпл^Н)²-0,0003⋅(Рпл^Н⋅Т)+0,0000017654⋅(Т)2=9,437-0,2312⋅15,508-0,0032⋅820+0,0398⋅(15,508)²-0,0003⋅(15,508⋅820)+0,0000017654⋅(820)²=10,171 МПа

3. Затем рассчитывают значение линейной дискриминантной функции Z (Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.) модели скважины.

Z=-0,00193⋅T-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅Рпл^Н+0,00005⋅Qв^Н-0,01666⋅Гф-4,09775=-0,00193⋅820-0,00844⋅47,6+0,1159⋅5,8+0,34079⋅15,508+0,00005⋅1197-0,01666⋅92,2-4,09775=-1,601

4. Так как величина Z имеет отрицательное значение, значит модель, относится ко второму классу моделей. Рассчитываем для этой модели второго класса пластовое давление по формуле:

Рпл^Т-М2=2,903+0,452763⋅Рзаб+0,434338⋅Рпл^Н+0,151458⋅S-0,027958⋅Гф+0,002506⋅Кпрон^Н=2,903+0,452763⋅5,8+0,434338⋅15,508+0,151458⋅(-5,6)-0,027958⋅92.2+0,002506⋅34,2=8,924 МПа

5. Определяем текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины по зависимости:

Рпл^Т-ММ=0,214-0,3742⋅Рпл^Т-М+1,3476⋅Рпл^Т-М2+0,0093⋅(Рпл^Т-М)²+0,0077⋅Рпл^Т-М⋅Рпл^Т-М2⋅0,0162⋅(Рпл^Т-М2)²=0,214-0,3742⋅10,171+1,3476⋅8,924+0,0093⋅(10,171)²+0,0077⋅10,171⋅8,924-0,0162⋅(8,924)²=8,805 МПа.

В качестве подтверждения результата в эту же дату на скважине было проведено гидродинамическое исследование, обработка материалов которого позволила получить величину пластового давления (факт), равную 8,437 МПа. Таким образом, погрешность определения пластового давления в данном случае составила всего 0,368 МПа, что доказывает высокую точность предлагаемого способа.

Пример 2. Скважина №4

1. У указанной скважины определяются следующие показатели:

2. Строят модель, по которой устанавливают скважинное пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М по следующей зависимости:

Рпл^Т-М=9,437-0,2312⋅Рпл^Н-0,0032⋅Т+0,0398⋅(Рпл^Н)²-0,0003⋅(Рпл^Н⋅Т)+0,0000017654⋅(Т)2=9,437-0,2312⋅19,464-0,0032⋅848+0,0398⋅(19,464)²-0,0003⋅(19,464⋅848)+0,0000017654⋅(848)²=13,619 МПа

3. Затем рассчитывают значение линейной дискриминантной функции Z (Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 -353 с.) модели скважины.

Z=-0,00193⋅T-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅Рпл^Н+0,00005⋅Qв^Н-0,01666⋅Гф-4,09775=-0,00193⋅848-0,00844⋅43,1+0,1159⋅11,8+0,34079⋅19,464+0,00005⋅13101,7-0,01666⋅89,7-4,09775=1,063

4. Так как величина Z имеет положительное значение, значит, относится к первому классу моделей. Рассчитываем для этой модели первого класса пластовое давление по формуле:

Рпл^Т-М1=0,721+0.961084⋅Рпл^H-0,005339⋅T+0,000078⋅Qв^Н=0,721+0.961084⋅19,464-0,005339⋅848+0,000078⋅13101,7=15,922 МПа

5. Определяем текущее пластовое давление эксплуатирующейся скважины по зависимости:

Рпл^Т-ММ=0,214-0,3742⋅Рпл^Т-М+1,3476⋅Рпл^Т-М1+0,0093⋅(Рпл^Т-М)²+0,0077⋅Рпл^Т-М⋅Рпл^Т-М1-0,0162⋅(Рпл^Т-М1)²=0,214-0,3742⋅13,619+1,3476⋅15,922+0,0093⋅(13,619)²+0,0077⋅13,619⋅15,922-0,0162⋅(15,922)²=15,862 МПа.

В качестве подтверждения результата в эту же дату на скважине было проведено гидродинамическое исследование, обработка материалов которого позволила получить величину пластового давления (факт), равную 15,529 МПа. Таким образом, погрешность определения пластового давления в данном случае составила всего 0,333 МПа, что доказывает высокую точность предлагаемого способа.

Проиллюстрировать достоверность расчетов можно рисунком. На Рис. 1 представлено корреляционное поле между фактическим текущим пластовым давлением скважины и рассчитанным предлагаемым способом. В идеале, при 100% точности расчетов (погрешность равна нулю), это график должен иметь вид прямой, выходящей из начала координат под углом 45°. В нашем случае соотношение весьма тесное, что указывает на высокую достоверность результатов.

Предлагаемый способ позволяет с высокой достоверностью определить значение текущего пластового давления по данным стандартных исследований скважины.

Таким образом, для условий турнейско-фаменской залежи разработан способ, который позволяет определить текущее пластовое давление, основанный на применении многомерных математических моделей, обобщающих накопленный опыт промысловых и гидродинамических исследований. Его применение позволяет прогнозировать величину пластового давления в зонах отбора без остановки скважины на исследование, погрешность прогноза в среднем по залежи составляет не более 0,74 МПа.

Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки, заключающийся в определении параметров нефтенасыщенных пластов, в том числе и накопленной добычи воды (Qв^н), отличающийся тем, что для каждой эксплуатирующейся скважины определяют начальное пластовое давление (Рпл^н) в зоне отбора скважины, продолжительность эксплуатации (Т) после ввода из бурения, забойное давление (Рзаб), скин-фактор (S), газовый фактор (Гф), начальную проницаемость коллектора (Kпрон^н) в зоне отбора данной скважины, дебит нефти (Qн),

- далее по значениям Рпл^Н и Т строят модель пластового давления скважины,

- по которой устанавливают скважинное пластовое давление Рпл^Т-М этой построенной модели скважины по следующей зависимости:

Рпл^Т-М=9,437-0,2312⋅Рпл^Н-0,0032⋅Т+0,0398⋅(Рпл^Н)²-0,0003⋅(Рпл^Н⋅Т)+0,00000017654⋅(Т)², МПа,

где

Рпл^н - начальное пластовое давление в зоне отбора этой скважины, МПа;

Т - продолжительность эксплуатации после ввода из бурения, сут;

Qв^н - накопленная добыча воды, т;

Рзаб - забойное давление, МПа;

S - скин-фактор;

Гф - газовый фактор;

Kпрон^н - начальная проницаемость коллектора в зоне отбора данной скважины, мД;

Qн - дебит нефти, т/сут,

затем используя ранее установленные показатели Рпл^н, Т, Qв^н, Рзаб, S, Гф, Kпрон^н и Qн, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z указанной модели скважины по формуле:

Z=-0,00193⋅T-0,00844⋅Qн+0,1159⋅Рзаб+0,34079⋅Рпл^Н+0,00005⋅Qв^Н-0,01666⋅Гф-4,09775,

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс модели скважины, исходя из следующего:

- при Z>0 - модель скважины относят к первому классу;

- при Z<0 - модель скважины относят ко второму классу;

в случае отнесения ранее построенной модели скважины к первому классу рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М1 по формуле:

Рпл^Т-М1=0,721+0,961084⋅Рпл^H-0,005339⋅T+0,000078⋅Qв^H,

а в случае отнесения модели скважины ко второму классу рассчитывают пластовое давление модели скважины Рпл^Т-М2 по следующей формуле:

Рпл^Т-М2=2,903+0,452763⋅Рзаб+0,434338⋅Рпл^Н+0,151458⋅S-0,027958⋅Гф+0,002506⋅Kпрон^Н,

где:

Рпл^Т-М1 - пластовое давление модели, отнесенной к первому классу, МПа;

Рпл^Т-М2 - пластовое давление модели, отнесенной ко второму классу, МПа;

после чего, используя ранее полученные значения Рпл^Т-М и Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2, производят расчет текущего пластового давления эксплуатирующейся скважины по формуле:

Рпл^Т-ММ=0,214-0,3742⋅Рпл^Т-М+1,3476⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)+0,0093⋅(Рпл^Т-М)²+0,0077⋅(Рпл^Т-М)⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)-0,0162⋅(Рпл^Т-М1 или Рпл^Т-М2)²;

где: Рпл^Т-ММ - текущее пластовое давление скважины, МПа.