Использование программы Topaze для определения фильтрационных параметров пласта

Гарипова Лилия Ильясовна; Иктисанов Валерий Асхатович; Мусабирова Нурия Хусаиновна

УДК 622.276.001.x ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОГРАММЫ TOPAZE ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА

USING THE TOPAZE SOFTWARE TO DETERMINE FILTRATION COEFFICIENTS OF FORMATION

Л. И. Гарипова, В. А. Иктисаиов, H. X. МусаГшрова

L. I. Garipova. V. A. Iklissanov. N. Kb. Musabirova

Лльметьевскнй государственный нефтяной институт, <>. Альметьевск

Татарский научно-иссиедовательский и проектный институт, ,>. Ку.'улнма

Ключевые слова: ana. ни добычи, фильтрационные параметры, скип -эффект Key words: production analysis, Filtration coefficients, pressure build up, skin-factor

Традиционно определение фильтрационных параметров пласта и призабойной юны производится при помощи интерпретации кривой восстановления давления (КВД). К сожалению, снятие КВД занимает много времени, особенно для малопродуктивных коллекторов. По КВД достаточно сложно диагностировать границы пласта, так как это требует значительного времени остановки скважины. Альтернативой КВД является дру гой способ получения информации о пласте — при помощи метода анализа добычи.

Основным преимуществом анализа добычи является то. что получение информации о пласте не требуст дополнительных расходов на проведение исследований. Данный подход почти не используется в российских нефтяных компаниях. Вместе с тем он получил широкое распространение в зарубежной практике. Анализ добычи является дополнением к исследованию скважин на нс> становившихся режимах фильтрации, когда также известны данные о давлении и дебите. Но в отличие от КВД. когда в основе используются данные по давлению, в анализе добычи первичны дсбиты. Этот подход предполагает в первую очередь использование данных по дсбитам нефти и воды за длительный период времени, несопоставимый со снятием КВД.

Отмстим, что некоторые исходные доп\ шения. верные при одном исследовании отдельной скважины, не действуют в течение длительной истории се эксплуатации. В частности, в процессе работы скважины изменяются коэффициент продуктивности. скин-эффект, площадь дренирования и др. Традиционные за рубежом методики анализа добычи с использованием палсточных кривых Фстковича или классических кривых падения добычи по Арпсу исходят из допущения добычи с постоянным давлением, что крайне редко встречается на практике.

Данных недостатков лишена программа Тора/с. которая учитывает изменение давлений и дсбитов во времени. Основные принципы интерпретации данных на Тора/с. изложены в работе 111. Объединение возможностей с помощью Тора/с с множеством данных означает, что можно получать ответы, которые ранее можно было полу чить при проведении испытаний скважин на неустановившихся режимах.

Целью данной работы являлась апробация программного обеспечения Тора/с для месторождений ОАО «Татнефть». Работа выполнялась в АГНИ на учебной лицензии Тора/с программного комплекса Ecrin.

Для работы с программой Тора/.с использовались следующие исходные данные: дата — забойное давление, дата — дебит нефти и дебит воды. Исходные данные загру жались из баз данных КИС АРМИТС. Настройка модели проводилась по накопленной добыче и забойному давлению. Определение конфигурации и расстояния до границ пласта проводилось на билогарифмичсском графике. Начальные приближения фильтрационных параметров задавались из графика Фстковича.

40

№ 1, 2014

При интерпретации было замечено. что в отличие от КВД скин-эффект меняется значительным образом Поэтому при решении обратной задачи скин-эффект, как правило, стабилизировался.

Пример интерпретации данных дтя скв. 8098 приведен на рис. 1.

2СС6 2006 2Ш7 2008 2000 ЗЛО 2011 201

Вгх1£1юпНз1Егу ркА (Уфа гйе [ггШ^, йвэвив[М%]\«Т1гтв|ЬЭ)

Рис. I. Динамика дебита нефти, накопленной добычи (верхние кривые) и забойною давления (нижняя кривая) скв. 8098

Интерпретация выполнена для данных с 2004 по 2011 гг. Отмечается наличие замкнутой границы на расстоянии около 3.5 км. о чем свидетельству ет единичный угол наклона в билогарифмических координатах (рис. 2). Свойства призабойной зоны приблизительно равны свойствам удаленной зоны пласта (табл. 1).

Рис. 2. Ншюгарифмическин график скв. 8098

№ 1, 2014

Нефть и газ

41

Таблица I

Результаты интерпретации динамики добычи и забойного давления скв. 8098 кыновско-нашийского горизонта

11аимспованис Значения

1 (ластовое давление па начало анализа, Ml la 16.42

1 идронроводпость, мкм2м/(1 la c) 181

Скип-)ффект 0,9

В ряде случаев график накопленной добычи имел излом, который был вызван изменением свойств призабойной зоны по ряду причин: глушение скважины при ПРС. стиму ляция призабойной зоны, гидроразрыв пласта. Такие данные моделировались при помощи модели со скин-эффектом, зависящим от времени. Например. скв. 13595 подвергнута воздействию растворителя МИА-ПРОМ. Отмечается, что скин-эффект значительно увеличился после влияния закачки растворителя, что свидетельствует о неэффективности воздействия на пласт (табл. 2. рис. 3).

Таблица 2

Результаты интерпретации динамики добычи и забойного давления с 2005 но 2011 гг. для скв. 13595

11аи.мснованис Значения

11.iacTOBoe давление па начало анализа, Ml la 15.86

1 идро!îpoiîo,-uюсть, мкм'м/(1 la c) 8.14

Скин-зффскт до декабря 2007 2.-2

Скшмффект после декабря 2008 15

Cf.ru»

•ii-пИ

1.Л ,

Ж!

ЦП!М

& а

s \ ! \

Л i \ г>

IЛ Г

rvv Ч

J.

•'Л___,1

• 1 ^ ' "; 1 ^ " а л

2005 2ХВ 2007 2006 ЗХЭ 2010 2011

Ро1£йспНйауро((ифс1гае[ггОЦ, ВевагерУЯЗ^Иггерт])

Рис. 3. Динамика дебатов, накопленной добычи нефнш (верхние кривые) и забойного давления (нижняя кривая) скв. 13595

42

Нефть и газ

M 1, 2014

Выполнено сравнение результатов интерпретации КВД по программе Saphir и динамики добычи и забойных давлений по программе Тора/с. которое показало относительную сопоставимость фильтрационных параметров (табл. 3). Отмечено, что более точно фильтрационные параметры пласта определяются по КВД. Для ориентировочной оценки фильтрационных параметров пласта возможно использование данных по дсбитам нефти, воды и забойным давлениям из базы АРМИТС и программы Тора/с. Кроме того, данный подход позволяет более точно, по сравнению с применением программы Saphir, определять расстояние до границ пласта.

Таблица 3

Сравнение результатов интерпретации КВД и динамики дебатов и забойных давлении для скв. 13569

1 ^именование параметра Saphir от 12.2010 г. Saphir от 08.2010 г. Topaze с 2002 но 2011 г.

1 Ipnt'OK жидкости перед закрытием КВД. \rVc\T 16 4 -

Забойное давление на kjwh.ic, MI la 8,62 8,28 -

1 Настовое давление па кроше. Ml la 15,15 16,0 15,45

11родукл икпоель, м3/(сут-М1 la) 2,45 0,52 -

1 идропроводпость. мкм2м/(1 lac) 30,0 10,4 17,3

Коэффициент при тока. м3/М1 la 1,62 0,67 -

Скин-)ффект -1,4 -2,9 10

Проведенная интерпретация динамики добычи и забойных давлений, взятых из баз данных АРМИТС. по 50 скважинам позволила определить гидропроводность пласта и скин-эффект. Для рада скважин оценено расстояние до границ пласта и их конфигу рация, а также влияние различных воздействий на пласт (закачка реагентов. ГРП. ОПЗ и др.).

Таким образом, выполненная апробация анализа добычи на программе Topaze показала возможность использования данного подхода для определения гидропро-водности и проницаемости пласта. Определение скин-эффекта по анализу добычи сопряжено с высокой погрешностью, но возможна оценка эффективности различных мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта. Использование анализа добычи позволяет более точно, по сравнению с КВД определять расстояние и конфигурацию до границ пласта. Дополнительное прсим\ шество интерпретации данных на Тора/с заключается в том. что получение информации о пласте не требует дополнительных расходов на снятие КВУ или КВД. Обязательным условием является наличие точной информации по дсбитам и давлениям за длительный период времени.

Список литературы

1. Allai» С). Dynamic Mow Analysis |К. rocourso| О. AMain. К. Tauzin |el al.| KAPPA. 2007.

2. Иктисанов H. А. Определенно филы рационных марамсгрон пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВПИИО'МП». 2001. 212 с.

3. Home R. X. Modem well lesl analysis. A computer-aided approach. Petroway. Inc. 2000. 257 p.

4. 1 Sondar Y. V.. Chevron Texaco Corp.. Blasingame T. A.. Analysis and Interpretation of Watcr-Oil-Ratio Performance SPK 77569. Texas A&M I !.. October 2002.

6. Doublet L. K. «TexasA&Ml '.. Pande» P. R. Tina Oil Chemical company T.J. McCollum. ГХОСА1,-Coastal California, and I . A. Blasmgamo. Te.xasA&Ml'. «Docliiio Curve Analysis Г sing T>pe Curves-

№ l, 2014

Нефть и газ

43

Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases», SPE 28688, 1994.

7. Blasingame T. A.. Doublet L. E.: «Decline Curve Analysis Using Type Curves - Analysis of Oil Well Production Data Using Material Balance Time: Application to Field Cases». SPE 28688, October 1994.

8. Merkulova L. I., Ginzburg A. A.: «Graphical methods of analysis in oil field development». Moscow, 1984.

9. Fetkovich M. J.: «Decline Curve Analysis Using Type Curves», SPE 4629, June 1980.

10. Chierici G. L.: «Principles of Petroleum Reservoir Engineering», Berlin, 1995.

Сведения об авторах

Гарипова Лилия Илъясовна, к. т. н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Аяшетъевский государственный нефтяной институт, г. .Альметьевск, е-mail: garipovaJilyaCä^mail.ru

Иктисанов Валерий Асхшпович, д. т. «.. профессор, заместитель начальника отдела исследования скважин, коллекторов и углеводородов ТатНПППнефть. заведующий лабораторией, г. Бугул/ма. e-mail: iklissano\@. tainipi. ru

Мусабирова Нурия Хусаиновна, заведующий секторам лаборатории гидродинамических исследований скеажин, ТыпНПППнефть, г. Бугулша

Garipova L. /., PhD in Engineering. Associate professor of the chair «Development and operation oil and gas fields». Almetyevsk State Petroleum Institute. ASOI. Republic of Tatars tan. e-mail: garipova Jilycia\mail. ru

Iktissanov V. A.. PhD, professor, TotNIPlnefl subhead of wells, collectors & hydrocarbons research Department. head of hydrodynamie wells research laboratory. Bugulma city, e-mail: iktissanov'fv.tatnipi.ru

Musabirova N. Kh.. ofhydrodynamic wells research laboratory, TatNIPInef, Bugulma city

USING THE TOPAZE SOFTWARE TO DETERMINE FILTRATION COEFFICIENTS OF FORMATION

Текст научной работы на тему «Использование программы Topaze для определения фильтрационных параметров пласта»