Способ раздельного определения количества растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Предназначено для использования при эксплуатации скважин с газовым фактором, превышающим газосодержание. Способ раздельного определения количества растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе включает совместную добычу растворенного в нефти газа и газа газовых шапок из нефтегазовой залежи, гидродинамические исследования, в том числе технологические замеры дебита попутного газа, при этом для определения доли растворенного газа в попутном добываемом газе строят гидродинамическую модель с опцией пассивных индикаторов, использующую функции, отражающие изменение относительных фазовых проницаемостей, физических свойств флюида и пласта, материального баланса, на базе модели определяют количество растворенного в нефти газа в пластовых условиях на момент начала разработки залежи, помечая его специальным пассивным индикатором, затем производят адаптацию модели на основе исторических данных эксплуатации и гидродинамических исследований скважин, путем достижения минимальных отклонений расчетных и исторических данных в части динамики забойных и пластовых давлений, дебитов нефти, воды и газа, определяют на основе пассивных индикаторов накопленную и текущую добычу растворенного газа по всем добывающим скважинам в каждый конкретный момент времени разработки залежи. Техническим результатом является обеспечение возможности определения доли растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе при разработке нефтегазовых залежей. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разделения добычи попутного нефтяного газа на газ, находившийся к моменту начала разработки нефтегазовой залежи в растворенном в нефти состоянии, и газ, находившийся к моменту начала разработки в свободном состоянии в газовой шапке с целью корректного учета добычи на государственном балансе. Предназначено для использования при эксплуатации скважин с газовым фактором, превышающим газосодержание.

Обеспечивает возможность определения доли растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе при разработке нефтегазовых залежей в условиях снижения пластового давления, разгазирования пластовой нефти с опережающей добычей выделившегося растворенного газа, а также прорывов газа газовой шапки к нефтяным скважинам за счет образования конусов.

Сущность изобретения заключается в использовании гидродинамической модели с опцией пассивного индикатора для того, чтобы пометить газ, растворенный в нефти на момент начала разработки, а также газ, находящийся в свободном состоянии. После настройки гидродинамической модели на историю разработки, т.е. после достижения соответствия расчета и истории в части динамики забойных и пластовых давлений, дебитов нефти, воды и газа, настроенная модель используется для определения доли растворенного газа в добываемом попутном газе. Для обобщения результатов разделения в гидродинамической модели на другие пласты со схожими фильтрационно-емкостными свойствами и свойствами флюида используется аппарат многомерной нелинейной регрессии. Многомерная нелинейная регрессия представляет собой функцию многих переменных для вычисления доли растворенного газа в попутном нефтяном газе на основе различных параметров пласта и скважины: проницаемость, заканчивания, длительность работы, соотношение нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин, степень снижения текущего пластового давления относительно давления насыщения.

Предпосылками для создания изобретения является следующее: при учете добычи попутного нефтяного газа в случае разработки нефтегазовых залежей на государственном балансе необходимо раздельно учитывать добычу растворенного газа и газа газовой шапки. При этом для целей учета под растворенным газом понимается газ, который находился в растворенном состоянии в нефти на момент начала разработки залежи, а под газом газовой шапки подразумевается газ, который находился в газообразной фазе на момент разработки нефтегазовой залежи. В ходе разработки залежей происходят процессы, которые затрудняют разделение добываемого газа на растворенный газ и газ газовой шапки, а именно: разгазирование пластовой нефти и опережающее продвижение высвободившегося растворенного газа к добывающим скважинам, прорыв газа из газовой шапки к нефтяным скважинам за счет образования конусов газа. За счет сложности разделения добычи попутного газа на добычу растворенного газа и газа газовой шапки может возникать дисбаланс запасов. Известен способ раздельного учета добычи пластового и тюменского газов, когда для разделения различных видов газа, в данном случае закачиваемого в пласт тюменского газа и пластового газа используется информация о содержании различных компонентов пластовом газе (СТО Газпром РД 2.2-164-2005 «Методика планирования и раздельного учета добычи пластового и тюменского газов, выпавшего в пласте конденсата и нефти при разработке газоконденсатных месторождений с закачкой сухого газа в пласт»). На основании анализа доли компонентов-«маркеров» в составе добываемого газа проводится определение доли пластового газа или закачанного тюменского. Данный подход имеет недостаток, связанный с тем, что содержание различных компонентов в составе газа существенным образом зависит от текущего пластового давления, а также условий сепарации и отбора проб. Данный недостаток не позволяет использовать указанный метод для определения доли растворенного газа в попутном нефтяном газе.

Известен способ разделения добычи нефти и конденсата, когда доля нефти и конденсата в добываемой продукции определяется на основе определения коэффициента преломления смеси и сравнении результата с градуировочным графиком, полученным путем определения коэффициента преломления для смесей с различными соотношениями нефти и конденсата (СТО Газпром 2-3.3-304-2009 «Методическое руководство по раздельному учету добычи конденсата газового и нефти при их совместном поступлении в скважину из нефтегазоконденсатных залежей месторождений ОАО «ГАЗПРОМ»). На основе определения доли конденсата и нефти в добываемой продукции скважины, а также на основе информации о конденсатосодержании пластового газа возможно определение доли газа газовой шапки и растворенного газа в попутном нефтяном газе. Описанный метод неприменим в случае эксплуатации залежей, где газ газовой шапки не содержит конденсата, либо содержание конденсата настолько мало, что не может быть достоверно определено с помощью лабораторных исследований.

Наиболее близким к рассматриваемому способу является метод разделения, известный из практики, когда добыча растворенного газа принимается равной произведению добычи нефти на газосодержание. В этом случае остальной добываемый газ считается добытым из газовой шапки. Данный метод применим только в том случае, когда пластовое давление равно или выше давления насыщения нефти. В том случае, если пластовое давление снижается ниже давления насыщения, то выделяющийся в пласте растворенный газ ввиду его существенно более низкой вязкости может в опережающем порядке продвигаться к добывающим скважинам, как следствие добыча при наличии высвободившегося растворенного газа будет существенно выше значения, рассчитанного на основе газосодержания добываемой нефти.

Задачей на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание точного способа раздельного учета растворенного газа и газа газовой шапки в случае разработки нефтегазовых залежей со снижением пластового давления ниже давления насыщения.

Техническим результатом предлагаемого решения является проведение достоверного анализа соотношения добычи растворенного газа и газа газовой шапки с целью корректного учета запасов на государственном балансе и получения корректной информации об эффективности разработки нефтегазовых залежей.

Поставленная задача и технический результат достигаются счет использования гидродинамической модели с опцией пассивных индикаторов, адаптированной на исторический данные эксплуатации скважин. При этом, обеспечивается возможность распространения полученного решения на залежи, по которым нет детально настроенной гидродинамической модели, путем использования многомерной нелинейной регрессии для выражения соотношения добываемого растворенного газа и нефти в виде функциональной зависимости от выбранных исходных данных, таких как проницаемость, заканчивание, длительность работы, соотношение нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин, степень снижения текущего пластового давления относительно давления насыщения. Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет повысить точность разделения добычи растворенного газа в случае эксплуатации нефтегазовых залежей при снижении пластового давления ниже давления насыщения.

Способ осуществляют следующим образом.

1. Проводят настройку гидродинамической модели на результаты инструментальных замеров дебита нефти, воды и газа, также результаты гидродинамических исследований по определению пластового давления и продуктивности скважин, как показано на фиг.1.

2. На основе результатов разделения добычи попутного нефтяного газа в гидродинамической модели производят настройку многомерной нелинейной регрессии, как показано на фиг.2.

3. Настроенная регрессия может использоваться для разделения по залежам со схожими геолого-физическими характеристиками пласта и свойствами пластового флюида.

Пример конкретной реализации.

1. Проведена настройка гидродинамической модели по нефтегазоконденсатной залежи одного из месторождений Западной Сибири.

2. С применением опции пассивных индикаторов получена доля растворенного газа в добыче попутного нефтяного газа по каждой скважине на каждый месяц, как показано в таблице 1.

3. На основе полученного в гидродинамической модели разделения проведена настройка нелинейной регрессии для определения отношения добычи растворенного газа к добыче нефти (так называемого газового фактора по растворенному газу или ГФ по РГ) как функции от параметров пласта и скважины. Предлагается использовать следующие параметры пласта и скважины в качестве аргументов регрессии (таблица 2):

- начальное газосодержание нефти u₁, м³/м³;

- наличие газовой шапки в окрестности добывающей скважины u₂: 0 -нет газовой шапки, 1 - есть газовая шапка;

- степень вскрытия продуктивной толщины u₃, д.ед.;

- обводненность u₄, %;

- отношение пластового давления к давлению насыщения нефти u₅, д.ед.;

- тип заканчивания добывающей скважины u₆: 1 - скважина с ГРП, 2 -горизонтальная скважина, 3 - вертикальная скважина;

- отношение газонасыщенной толщины (ГНТ) к продуктивной толщине, т.е. сумме газонасыщенной толщины и нефтенасыщенной толщины u₇, д.ед.,

- отношение вязкости нефти к вязкости газа u₈, д.ед.;

- время работы добывающей скважины u₉, сут;

- проницаемость пласта в окрестности скважины u₁₀, мД;

- соотношение вскрытых ГНТ и ННТ u₁₁, д.ед.;

- отношение измеренного газового фактора скважины к газосодержанию u₁₂, д.ед. Использована нелинейная регрессия, опирающаяся на метод опорных векторов с ядром в виде радиально-базисной функции, которая имеет следующий вид

где Q_PГ - дебит растворенного газа, м³/сут; Q_H - дебит нефти, м³/сут; ГС - газосодержание нефти м³/м³; k- количество опорных векторов, шт.; w_i- вес i-го опорного вектора (подбор весов происходит в ходе настройки регрессии); N - количество аргументов в регрессии; u₁, …, u_N - значения аргументов регрессии, описанных выше в п.п. 3.1-3.12; -i-ый опорный вектор, т.е. набор из N числовых значений, при этом размерность первого значения в i-ом опорном векторе совпадает с размерностью первого аргумента регрессии u₁, размерность второго значения в i-ом опорном векторе совпадает с размерностью первого аргумента регрессии u₂ и т.д.; σ - параметр, который подбирается в ходе настройки модели.

Настройка подобной регрессии состоит в выборе весовых коэффициентов w_i для каждого опорного вектора и осуществляется с применением метода наименьших квадратов или методов машинного обучения. В качестве опорных векторов может использоваться выборка исходных данных, полученная на основе расчета в гидродинамической модели и заданная для настройки регрессии. Также в ходе настройки производится подбор параметра σ. Критерием, который используется при настройке регрессии, является минимизация невязки между рассчитанным по регрессии и полученным значением дебита растворенного газа.

4. Полученная нелинейная регрессия впоследствии используется для прогнозирования газового фактора по скважинам залежей со сходными геолого-физическими характеристиками и свойствами флюида. Расчеты могут быть реализованы в виде макросов на языке VBA в электронной таблице Excel, как показано на фиг.3.

1. Способ раздельного определения количества растворенного газа и газа газовой шапки в попутном нефтяном газе, включающий совместную добычу растворенного в нефти газа и газа газовых шапок из нефтегазовой залежи, гидродинамические исследования, в том числе технологические замеры дебита попутного газа, отличающийся тем, что для определения доли растворенного газа в попутном добываемом газе строят гидродинамическую модель с опцией пассивных индикаторов, использующую функции, отражающие изменение относительных фазовых проницаемостей, физических свойств флюида и пласта, материального баланса, на базе модели определяют количество растворенного в нефти газа в пластовых условиях на момент начала разработки залежи, помечая его специальным пассивным индикатором, затем производят адаптацию модели на основе исторических данных эксплуатации и гидродинамических исследований скважин, путем достижения минимальных отклонений расчетных и исторических данных в части динамики забойных и пластовых давлений, дебитов нефти, воды и газа, определяют на основе пассивных индикаторов накопленную и текущую добычу растворенного газа по всем добывающим скважинам в каждый конкретный момент времени разработки залежи.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дифференцированные по времени результаты, полученные в гидродинамической модели, используют для настройки многомерной нелинейной регрессии по методу опорных векторов с ядром в виде радиально-базисной функции, которая имеет следующий вид

где Q_РГ - дебит растворенного газа, м³/сут; Q_H - дебит нефти, м³/сут; ГС - газосодержание нефти, м³/м³; k - количество опорных векторов, шт.; w_i - вес i-го опорного вектора; N - количество исходных параметров, используемых в регрессии; u₁, …, u_N - значения аргументов регрессии; - i-ый опорный вектор, т.е. набор из N числовых значений, при этом размерность первого значения в i-ом опорном векторе совпадает с размерностью первого аргумента регрессии u_l, размерность второго значения в i-ом опорном векторе совпадает с размерностью первого аргумента регрессии u₂ и т.д.; σ - параметр, подбираемый в ходе настройки нелинейной регрессии, при этом настройка регрессии проводится с использованием метода наименьших квадратов и заключается в подборе весовых коэффициентов w_i, а также параметра σ для минимизации невязки между рассчитанными в гидродинамической модели и определенными по регрессии значениями отношения дебита растворенного газа к дебиту нефти, тогда как в качестве опорных векторов используется выборка исходных данных, полученная на основе расчета в гидродинамической модели.