Стаття присвячена застосуванню альтернативного способу завдання проникності при адаптації гідродинамічної моделі. У даній роботі було розглянуто метод визначення залежності проникності від пористості на основі промислових даних за допомогою формул Дюпюї і Джоші. Проведене дослідження показало, що дана методика дозволила отримати залежність проникності від пористості з хорошою достовірністю апроксимації, що позитивно позначилося при першому наближенні гідродинамічної моделі, а також її адаптації.

Анотація наукової статті з наук про Землю і суміжних екологічних наук, автор наукової роботи - Джамалутінов В.М.


ALTERNATIVE WAY OF SETTING PERMEABILITY WHILE HISTORY MATCHING IN HYDRODYNAMIC MODEL

The article is devoted to the application of an alternative way of setting permeability while history matching in hydrodynamic model. In this paper, we considered a method of determining the dependence of permeability on porosity based on field data using Dupuit and Joshi formulas. The research showed that this method allowed us to obtain the dependence of permeability on porosity with good accuracy of approximation, which had a positive effect on the first run of the hydrodynamic model, as well as its history matching.


Область наук:
  • Науки про Землю та суміжні екологічні науки
  • Рік видавництва: 2019
    Журнал: Міжнародний науково-дослідний журнал

    Наукова стаття на тему 'АЛЬТЕРНАТИВНИЙ СПОСІБ ЗАВДАННЯ ПРОНИКНОСТІ ПРИ АДАПТАЦІЇ гідродинамічної моделі'

    Текст наукової роботи на тему «АЛЬТЕРНАТИВНИЙ СПОСІБ ЗАВДАННЯ ПРОНИКНОСТІ ПРИ АДАПТАЦІЇ гідродинамічної моделі»

    ?_ФІЗІКО-математичні науки / PHYSICS AND MATHEMATICS_

    DOI: https://doi.org/10.23670/IRJ.2019.84.6.001

    АЛЬТЕРНАТИВНИЙ СПОСІБ ЗАВДАННЯ ПРОНИКНОСТІ ПРИ АДАПТАЦІЇ

    гідродинамічної моделі

    Наукова стаття

    Джамалутінов В.М. *

    Тюменський індустріальний університет, Тюмень, Росія

    * Корреспондирующий автор (valighulla [at] mail.org.ua)

    анотація

    Стаття присвячена застосуванню альтернативного способу завдання проникності при адаптації гідродинамічної моделі. У даній роботі було розглянуто метод визначення залежності проникності від пористості на основі промислових даних за допомогою формул Дюпюї і Джоші. Проведене дослідження показало, що дана методика дозволила отримати залежність проникності від пористості з хорошою достовірністю апроксимації, що позитивно позначилося при першому наближенні гідродинамічної моделі, а також її адаптації.

    Ключові слова: проникність, пористість, гідродинамічна модель, дебіт.

    ALTERNATIVE WAY OF SETTING PERMEABILITY WHILE HISTORY MATCHING IN HYDRODYNAMIC

    MODEL

    Research article

    Dzhamalutinov V.M. *

    Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia

    * Corresponding author (valighulla [at] mail.org.ua)

    Abstract

    The article is devoted to the application of an alternative way of setting permeability while history matching in hydrodynamic model. In this paper, we considered a method of determining the dependence of permeability on porosity based on field data using Dupuit and Joshi formulas. The research showed that this method allowed us to obtain the dependence of permeability on porosity with good accuracy of approximation, which had a positive effect on the first run of the hydrodynamic model, as well as its history matching.

    Keywords: permeability, porosity, hydrodynamic model, production rate.

    Проникність є одним з найбільш важливих і одночасно важким для передбачення властивістю гірських порід. При визначенні проникності як функції пористості виникають похибки, пов'язані зі слабкою взаємозв'язком фільтраційних і ємнісних властивостей колекторів різної літології. У зв'язку з цим виникає необхідність застосування альтернативних методів визначення проникності при адаптації гідродинамічної моделі [1], [2]. Зв'язок проникності і дебіту має пряму залежність, тому дуже важливо визначити достовірне значення проникності при прогнозуванні продуктивності свердловин, часу прориву води, конусообразованія і так далі. Знання про проникності колектора, апробовані на гідродинамічних моделях дозволить більш раціонально підбирати технології для розробки надр [3], [4].

    Об'єктом дослідження є поклад об'єкта БСю3 родовища «А», яке розташоване в Західному Сибіру. Дана поклад приурочена до південної частини миловидна локального підняття, в контурі нафтоносності розкрита 24 свердловинами, в тому числі однієї розвідувальної. [5]

    Залежність швидкості фільтрації від градієнта тиску виражається через закон Дарсі:

    до

    і = - (Vp-pgVz) (1)

    де до - тензор абсолютної проникності пористого середовища, ^ - в'язкість рідини, g - прискорення вільного падіння. Ось z спрямована вниз. [6]

    В рамках виконаної роботи був застосований метод визначення проникності через формули розрахунку дебіту рідини. Для наклоннонаправленних свердловин - формула Дюпюї, яка є інтегральною формою закону Дарсі для плоскорадіального потоку до свердловини:

    2nKh0AP

    Qv = - (2)

    де K - проникність пласта, ho - потужність пласта (розкрита нефтенасищенная товщина), AP - депресія, ц. -В'язкість нафти, B - об'ємний коефіцієнт нафти, Rk - радіус контуру харчування свердловини, rc - радіус свердловини [7], [8].

    Для свердловин з горизонтальним закінченням - формула Джоші:

    =

    2лКЬ0АР »В]

    (3)

    де

    ] = 1п-

    + 4

    0,51

    2,2512 + ^ К ^ До 1п / КХК

    2пгг

    (4)

    а = Ь *-

    0,5+ 10,25 + (2кк / 1)

    (5)

    Тут Ь - довжина горизонтального стовбура, Кх - проникність по горизонталі, К - проникність по вертикалі [9], [10].

    З (2) і (3) отримуємо формули для розрахунку проникності для наклоннонаправленних і свердловин з горизонтальним закінченням відповідно:

    Про ^ В 1п (Кк / Гс) 2лк0АР

    К =

    (6)

    К =

    2лк0АР

    (7)

    Для кожної свердловини була розрахована проникність по вхідним дебитам і зіставлено пористість. Результати представлені в таблиці 1.

    Таблиця 1 - Розрахована проникність по вхідним дебитам і пористість

    Свердловина Проникність, мД Пористість, д. Од.

    122 58.2 0.219

    123 58.0 0.212

    128 61.5 0.223

    129 41.8 0.218

    130 65.0 0.223

    132 2.8 0.215

    134 56.0 0.22

    135 71.2 0.218

    136 49.3 0.215

    137 14.3 0.21

    138 31.8 0.205

    132Л 56.9 0.199

    136л 28.5 0.209

    137Л 17.2 0.193

    138Л 26.3 0.195

    223Г 55.5 0.198

    225г 24.1 0.187

    226Г 36.8 0.199

    На основі табличних даних був побудований графік залежності проникності від пористості (рисунок 3) і виведена формула залежності:

    у = 1,0291е16839х Я2 = 0,0576

    (8)

    4

    Залежність проникності від пористості по вхідним дебитам

    ч:

    г га

    про

    0.185

    • •

    • * | *

    у = 1.0291ешпь И3 -0.057С Д ... '-

    • 1

    0.2 0.205 0.21

    пористість

    Мал. 1 - Графік залежності проникності від пористості по вхідним дебитам

    Так як достовірність апроксимації дуже низька, було вирішено розрахувати проникність за максимальними дебитам свердловин за всю історію розробки поклади (таблиця 2, малюнок 2). Це дозволить визначити проникність, яка охарактеризує потенціал свердловини, що дасть більш точне розуміння про розподіл проникності в поклади.

    Таблиця 2 - Розрахована проникність за максимальними дебитам і пористість

    Свердловина Проникність, мД Пористість, д. Од.

    122 147.0 0.219

    123 102.7 0.212

    128 157,7 0.223

    129 138.9 0.218

    130 158,7 0.223

    132 96.7 0.215

    134 134.0 0.22

    135 126.4 0.218

    136 101.7 0.215

    137 62.0 0.21

    138 41.1 0.205

    132Л 35.0 0.199

    136л 162.1 0.209

    137Л 29.7 0.193

    138Л 33.3 0.195

    223Г 44.6 0.198

    225г 31.3 0.187

    226Г 42.4 0.199

    Залежність проникності від пористості за максимальними дебитам

    • -

    _ 0 ''

    • -|| т

    _1

    У О.ОООЕе "- * до * -о.ае ...... 1

    0.125 0.19 0.195 0.3 0.705 0.11 0.715 0.73 0.735

    пористість

    Мал. 2 - Графік залежності проникності від пористості за максимальними дебитам

    В результаті отримана формула залежності з високим ступенем апроксимації:

    у = 0,0009е54Д36ж И2 = 0,86 (9)

    Куб проникності, розрахований в геологічної моделі, будується з урахуванням петрофизической залежності і свердловинних даних:

    Кпр = 0,15 * е42,15 * Кефф (10)

    Кп еф = 1,68Кп - 0,216 (11)

    де Кпр - коефіцієнт проникності, Кп еф - коефіцієнт ефективної пористості, Кп - коефіцієнт пористості.

    На малюнку 3 показано порівняння залежностей (9) і (10). Як ми бачимо з представлених даних, отримана на основі дебітів залежність дає більш високі значення проникності, при однаковій пористості, ніж Петрофизическое залежність.

    200 180 160 х 140 I- | 120 О) 100 | 80 о. п 60 40 Порівняння залежностей проникності від пористості

    20 0 0.1

    .85 0.19 0.195 0.2 0.205 0 21 0.215 0.22 0 225 Пористість ^^ - Геологічний куб ^^ - Залежність на основі дебітів

    Мал. 3 - Порівняння залежностей проникності від пористості

    На малюнку 4 представлено порівняння показників розробки початкових розрахунків з однаковими вхідними параметрами на основі двох залежностей і зіставлення їх з фактичними даними. Ми бачимо, що збіжність показників моделі з фактом краще з використанням завдання проникності на основі залежності від дебітів. Варто також відзначити, що при адаптації гідродинамічної моделі на історію розробки із завданням проникності на основі залежності від дебітів потрібно меншу кількість ітерацій, застосовано менше модифікаторів, а модифікатор по проникності не застосовувався зовсім, на відміну від моделі із завданням проникності по петрофизической залежності.

    Видобуток рідини Фа fa-

    Видобуток нафти

    Залежність на основі дебатів

    П етроф изические залежність

    J> / / Ф Ф > / / / / / Ї

    л "bv fcV фг & & Про * "

    | * I PjpIKJ>4 | (кчлнтрлі I пеггойвоі-геіді »tmpwftit -I I.J. (-" 'jr | »

    ^ 70 I И

    3 м d го

    до

    до в

    ^ > J> .f ^ J |У •> •> |> •> л

    |У tY (, v t ^ if?

    / / ^ / ^

    »Флктнчмніс оонамгеді * (1 егоофнзі кдя івкімость | 1 Залежність на основі дебнгм

    Накопичена видобуток рідини

    й

    i

    г ™ 2 ЗООО | 2Soo

    4? 1500 X

    1

    X ^ - »• i"

    // У ^ / Ш / / / / / Ж jr j? jP Jr j? ? У Ж jy 5, V 1J * J> 5, v t> iV 0V

    • ФлпкічгІО »liWMWlriH - * - Г1оТрОфІМ» М№ЬЦ1 МВІСМЬЮСП) | МЛ «МО»?

    ^ / У / / Л

    QV S>v sjv ov

    -Флнтішккіс

    -ПчЛрофкІФгМІЛ * залежність -

    -3i * l4tHfAOCTb Н.

    дев ^ Гії

    Мал. 4 - Порівняння початкових розрахунків на основі двох залежностей

    Після адаптації, для оцінки моделей, були проведені прогнозні розрахунки за 2018 рік. Тут також спостерігається краща збіжність показників моделі з проникністю на основі залежності від дебітів.

    Отримана залежність розрахована для конкретної поклади, а не для об'єкта в цілому. Проникність по моделі в середньому збільшилася в 1,4 рази в порівнянні з петрофизической залежністю. Даний метод дозволив підвищити збіжність з історичними показниками розробки при першому розрахунку гідродинамічної моделі, скоротив кількість ітерацій і застосування модифікаторів при адаптації на історію розробки. Даний підхід розрахунку проникності застосуємо для фільтраційних моделей при адаптації на історію розробки, так як враховує роботу свердловин. Варто зауважити, що процес збору даних, розрахунку проникності за формулами Дюпюї і Джоші і виведення залежності проникності від пористості займає досить тривалий проміжок часу.

    Не вказано.

    Конфлікт інтересів

    Conflict of Interest

    None declared.

    Список літератури / References

    1. Хабаров А. В. Оцінка проникності теригенних пластів-колекторів по керну, каротажу і промисловим даним / А. В. Хабаров, Я. Е. Волокітін // каротажники. - 2009. - №12. - С. 167-211.

    2. Чарний І. А. Підземна гідрогазомеханіка / І. А. Чарний. - М.: Гостоптехіздат, 1963. - 396 с.

    3. Гіматудінов Ш. К. Фізика нафтового і газового пласта: навч. для вузів / Ш. К. Гіматудінов, А. І. Шірковского. - 4-е изд., Стереотип. - М.: Недра, 2005. - 311 с.

    4. Гавура В.Є. Геологія і розробка нафтових і газонафтових родовищ / В. Є. Гавура. - М.: ВНІІОЕНГ, 1995. - 496 с.

    5. Бембель С. Р. Геологія і картування особливостей будови родовищ нафти і газу Західного Сибіру: монографія / С. Р. Бембель. - Тюмень: Тіу, 2016. - 215 с.

    6. Канівська Р. Д. Математичне моделювання гідродинамічних процесів розробки родовищ вуглеводнів / Р. Д. Канівська. - М.-Іжевськ: Інститут комп'ютерних досліджень, 2002. - 140 с.

    7. байки К. С. Підземна гідравліка: навч. для вузів / байки К. С., Власов А. М., Кочина І. Н. та ін. - М.: Недра, 1986. - 303 с.

    8. Миклина, О. А. Оцінка припливу нафти в гидродинамически досконалу свердловину: метод. вказівки / О. А. Миклина, А. А. Мордвинов. - Ухта: УГТУ, 2016. - 22 с.

    9. Джоші С. Д. Основи технології горизонтальної свердловини / С. Д. Джоші; пер. з англ. В. Ф. Будніков, Е. Ю. путівці, Ю. М. путівці. - Краснодар: Радянська Кубань, 2003. - 376 с.

    10. брехунця А. М. Розвиток теорії фільтрації рідини і газу до горизонтальних стовбурах свердловин / А. М. брехунця, А. П. Телков, В. К. Федорцов. - Тюмень: ВАТ «СібНАЦ», 2004. - 290 с.

    Список літератури англійською мовою / References in English

    1. Habarov A. V. Ocenka pronicaemosti terrigennyh plastov-kollektorov po kernu, karotazhu i promyslovym dannym [Estimation of the permeability of terrigenous reservoirs by core, logging and field data] / A. V. Habarov, Ya. Е. Volokitin // Karotazhnik. - 2009. - №12. - P. 167-211. [In Russian]

    2. Charnyj I. A. Podzemnaya gidrogazomekhanika [Underground hydro and gas mechanics] / I. A. Charnyj. - M.: Gostoptekhizdat, 1963. - 396 p. [In Russian]

    3. Gimatudinov Sh. K. Fizika neftyanogo i gazovogo plasta: ucheb. dlya vuzov [Physics of oil and gas reservoir: university textbook] / Sh. K. Gimatudinov, A. I. Shirkovskij. - 4th edition, stereotypical - M.: Nedra, 2005. - 311 p. [In Russian]

    4. Gavura V.E. Geologiya i razrabotka neftyanykh i gazoneftyanykh mestorozhdeniy [Geology and Development of Oil and Gas and Oil Fields] / V. E. Gavura. - M .: VNIIOENG, 1995. - 496 p. [In Russian]

    5. Bembel S. R. Geologiya i kartirovanie osobennostej stroeniya mestorozhdenij nefti i gaza Zapadnoj Sibiri: monografiya [Geology and mapping of structural features of oil and gas fields in Western Siberia: monograph] / S. R. Bembel. - Tyumen: TIU, 2016. - 215 p. [In Russian]

    6. Kanevskaya R. D. Matematicheskoe modelirovanie gidrodinamicheskih processov razrabotki mestorozhdenij uglevodorodov [Mathematical modeling of hydrodynamic processes of development of Oil and Gas fields] / R. D. Kanevskaya. - M.-Izhevsk: Institut kompyuternyh issledovanij, 2002. - 140 p. [In Russian]

    7. Basniev K. S. Podzemnaya gidravlika: ucheb. dlya vuzov [Underground hydraulics: university textbook] / Basniev K. S., Vlasov A. M., Kochina I. N. and others. - M.: Nedra, 1986. - 303 p. [In Russian]

    8. Miklina, O. A. Ocenka pritoka nefti v gidrodinamicheski sovershennuyu skvazhinu: metod. ukazaniya [Estimation of oil flow into a hydrodynamically perfect well: guidelines] / O. A. Miklina, A. A. Mordvinov. - Uhta: UGTU, 2016. - 22 p. [In Russian]

    9. Dzhoshi S. D. Osnovy tekhnologii gorizontal'noj skvazhiny [Basics of horizontal well technology] / S. D. Dzhoshi; translated from English by V. F. Budnikov, Е. YU. Proselkov, Yu. M. Proselkov. - Krasnodar: Sovetskaya Kuban, 2003. -376 p. [In Russian]

    10. Brekhuncov A. M. Razvitie teorii fil'tracii zhidkosti i gaza k gorizontalnym stvolam skvazhin [The development of the theory of filtration of liquid and gas to horizontal wells] / A. M. Brekhuncov, A. P. Telkov, V. K. Fedorcov. - Tyumen: OAO «SibNAC», 2004. - 290 p. [In Russian]


    Ключові слова: PRODUCTION RATE / HYDRODYNAMIC MODEL / POROSITY / дебіт / PERMEABILITY / гідродинамічної моделі / пористий / ПРОНИКНІСТЬ

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити