ИДЕНТИФИКАЦИЯ РЕЖИМОВ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ В ПЛАСТЕ С ПОМОЩЬЮ ИСКУССТВЕННОЙ НЕЙРОННОЙ СЕТИ. Фильтрация нефти в пласте


Фильтрация нефти в пласте. Действующие силы.

Процесс движения жидкостей и газа в пористой среде называется фильтрацией. При разработке нефтяного или газового пласта нефть или газ притекают в скважины по радиальным направлениям. Жидкость или газ, поступающие в скважину, проходят последовательно как бы через ряд концентрически расположенных конических поверхностей, заключённых между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта. При этом по мере приближения к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются.

При росте скоростей увеличиваются гидравлические сопротивления. Следовательно, при перемещении единицы объёма жидкости (или газа) по направлению к скважине непрерывно увеличиваются затраты энергии на единицу длины пути или связанные с этим перепады давления на единицу длины пути (градиенты давления).

Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси. Дарси в 1856 году, изучая течение воды через песчаный фильтр, установил зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления.

Согласно уравнению Дарси, скорость фильтрации воды в пористой среде пропорциональна градиенту давления:

Для определения зависимости между дебитом скважины и перепадом давления вокруг нее воспользуемся законом линейной фильтрации Дарси.   

 Q = . (см. вопрос 8.)  + рисунок. 

PПЛ –PЗАБ = ln.

Где Q – дебит скважины, м3/с; k – проницаемость пласта, м2;

h – мощность пласта, м;  pПЛ  и pЗАБ   –  пластовое и забойное давления, Па; μ – вязкость жидкости, Па*с; RK  и  rc – радиусы контура питания и скважины, м.

Силы, действующие в пласте:

  • Силы упругости жидкости и горных пород.
  • Силы, связанные с давлением газовой шапки.
  • Силы, связанные с выделением газа из нефти (снижение пластового давления до давления насыщения) .
  • Гравитационные силы.

students-library.com

ВВЕДЕНИЕ. Фильтрация нефти и газа в трещиноватых породах

Фильтрация нефти и газа в трещиноватых породах

курсовая работа

Процесс отдачи нефти и газа пластом сопровождается физико-химическими явлениями, возникающими в самом пласте. Так, если движение жидкости происходит по узким проходам (каналам или трещинам), внутри горной породы возникают поверхностные явления, обусловленные взаимодействием между молекулами жидкости и твердого вещества на стенках мельчайших каналов, по которым движутся жидкие частицы. При изменении давления в пластах природный газ растворяется в жидкости или выделяется из раствора.

Существуют естественные подземные потоки пластовой жидкости. Движение жидкости и газа в пластах возникает всякий раз, когда начинают добывать из залежи нефть и газ. Это движение обладает специфическими особенностями, отличающими его от движения жидкости и газа по трубам или в открытых руслах. Особенности движения жидкости и газа в пластах часто объясняются высокими пластовыми температурами и давлениями. Знать особенности движения флюида в трещиноватой среде необходимо для того, чтобы вести успешную разработку нефтяных и газовых месторождений.

Движение жидкостей, газов и их смесей через твердые тела по связанным между собой порам или трещинам называется фильтрацией. Изучить законы фильтрации нефти и газа в трещиноватой среде помогают упрощенные модели, так как составить точную модель фильтрации довольно таки сложно по ряду причин. Составление моделей направлено, прежде всего, на установление качественных закономерностей процессов фильтрации и на создание расчетных схем, мало чувствительных к точности исходных данных. При этом познавательная и практическая ценность получаемых результатов в значительной степени определяется четкостью постановки расчетной задачи и глубиной предварительного анализа имеющихся данных.

В своей курсовой работе мне хотелось бы рассмотреть три вида одномерных фильтрационных потока (прямолинейно-параллельный, плоскорадиальный, радиально-сферический), являющихся простейшими моделями реальных течений, возникающих при разработке нефтегазовых месторождений, но играющих важную роль при решении некоторых задач нефтепромысловой практики.

Цель работы: Изучить фильтрацию нефти и газа в трещиноватых породах и закон Буссинеска. Привести примеры расчётов фильтрационных параметров при движении нефти в трещиноватых породах.

1. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ТРЕЩИНОВАТЫХ ПОРОД

Практикой разработки нефтяных месторождений установлено, что коллекторские свойства пластов характеризуются не только обычной межзерновой пористостью, но в значительной степени наличием трещин. Иногда емкость коллектора и промышленные запасы нефти в нем определяются преимущественно объектом трещин. Чаще всего залежи нефти приурочены к карбонатным трещиноватым коллекторам, структуру которых определяет, помимо пористости и трещиноватости, кавернозность.

Большинство исследователей емкость трещиноватого коллектора связывают с пустотами трех видов:

1) межзерновым поровым пространством - пористость 2-10 %;

2) кавернами и микрокарстовыми пустотами - 13-15 % полезной емкости трещиноватого коллектора;

3) пространством самих трещин в десятые и сотые доли процентов.

Однако приведенные сравнения дают парадоксальный эффект в процессах фильтрации: 10-15 % трещинного пустотного объема фильтрует до 80-90 % объемов жидкостей.

Отсюда выделяют виды коллекторов:

1) коллектора кавернозного типа;

2) коллектора трещинного типа;

3) коллектора смешанные (в том числе порово-трещиноватые).

Специальные исследования показали, что ориентированность проницаемости отдельных участков продуктивных пластов относительно залежи обусловлена наличием ориентированной системы трещин по отношению к простиранию складок. Однако отмеченные участки чаще распределены спорадически, преимущественно на переклиналях пологих структур и на сводах структур с крутыми крыльями.

О раскрытии трещин на глубине также существуют различные мнения. В шахтах на небольших глубинах иногда встречаются трещины с раскрытостью до 10 см (шахты Норильска, Ухты, Борислава). На больших глубинах раскрытость составляет 10-20 мкм, но в условиях выщелачивания пород могут встречаться и карсты. При бурении скважин на месторождении Надьлендел в Венгрии наблюдались зависания бурового инструмента в карбонатных коллекторах до 2-3 м на глубине около 3000 м.

Методика исследования коллекторских свойств трещиноватых пластов имеет свои особенности. Во-первых, даже при самых точных методиках для кернов исследования не дают объективной картины из-за разрушения его при бурении в интервалах наибольшей трещиноватости. Отсюда замеры по шлифам под микроскопом не решают проблемы. Поэтому для определения параметров трещиноватости используются в комплексе геологические, гидродинамические и геофизические исследования.

Уже по результатам исследований первых разведочных скважин на новом месторождении характер пласта проявляется в искривлении индикаторных диаграмм при условии, что во всем диапазоне заданных забойных давлений они выше давления насыщения нефти газом.

Преобразованные графики обработки кривых восстановления забойного давления (КВД) характеризуются разными углами наклона участков для призабойной и удаленной зон пласта. Эти факты связаны с процессами «дыхания» трещин при изменении давлений в ПЗП, отсюда и уменьшение коэффициентов продуктивности при росте депрессии на пласт (рис. 24).

При закачке воды в пласт для ППД такие пласты характеризуются искривлением индикаторных диаграмм в сторону оси приемистости, то есть коэффициент приемистости увеличивается с ростом давления закачки.

фильтрация трещиноватый порода нефть

Рис. 24. Индикаторная диаграмма, характерная для порово-трещиноватых и трещиноватых пластов (1-5 - номера режимов)

Случайный характер развития зон трещиноватости проявляется в быстром локальном прорыве закачиваемых вод и преждевременном обводнении добывающих скважин. Эти особенности значительно затрудняют прогнозирование разработки подобных залежей, хотя теория фильтрации для сред с двойной проницаемостью («вложенные среды») разработана достаточно строго.

geol.bobrodobro.ru

К вопросу упрощения решений гидродинамических задач, связанных с фильтрацией в пласте углеводородов с аномальными свойствами



В работе предлагается метод, по которому можно более простым способом решать гидродинамические задачи, связанные с фильтрацией аномальной нефти в пласте и вообще при фильтрации любого флюида с учетом начального градиента.

Ключевые слова: начальный градиент, аномальная нефть, фильтрация, флюид, закон Дарси

The paper proposes a method by which it is possible to solve the hydrodynamic problems associated with the filtration of anomalous oil in a reservoir in a simpler way and in general when filtering any fluid taking into account the initial gradient

Keywords: initial gradient, anomalous oil, filtration, fluid, Darcy law

Рассмотрим вязкопластичную фильтрацию нефти в пористой среде. В этом случае [1] скорость радиальной фильтрации выражается в следующем виде:

, (1)

(2)

Как известно, дебит при этом определяется по формуле:

(3)

А теперь сделаем попытку получить эту же формулу, представляя, что фильтрация происходит как бы по закону Дарси. Однако для учета влияния начального градиента изменим пределы интегрирования. Учитывая, что для фильтрации жидкости в пористой среде с начальным градиентом депрессия тратится не только на преодоление давления на призабойной зоне рс, но и на преодоление начального градиента призабойной зоны. Это логично, так как основное снижение давления происходит в призабойной зоне.

Как известно, без учета начального градиента

,

откуда . (4)

Интегрируя левую часть от, а правую часть от , получаем:

(5)

или

Как видно, последняя формула полностью совпадает с формулой (3).

А теперь рассмотрим влияние начального градиента на фильтрацию газа в пористой среде. Будем интегрировать непосредственно

(6)

считая фильтрацию плоскорадиальной.

Выразим скорость фильтрации через приведенный объемный дебит используя формулу для плотности и соотношения

(7)

. (8)

Подставляя выражение (8) в (6), получаем:

(9)

Затем разделим переменные и, проинтегрируя от забоя до контура пласта получаем:

, (10)

(11)

откуда

. (12)

Здесь для возможности вычисления второго интеграла приведен способ осреднения

А теперь покажем, что

(13)

Сначала докажем левую часть неравенства:

Действительно, так как то

Так как то

Докажем правую часть неравенства:

,

,

Подставляя имеем:

,

Учитывая доказанное неравенство (13), можно для фильтрации газа в пористой среде с учетом начального градиента написать следующее неравенство:

,

(14)

.

В таблице 1 приведены результаты расчетов для каждого из этих дебитов. Как видно из табл. 1, они почти полностью совпадают. Разность между ними находится в пределах 0,1 %. Последнее показывает, что при фильтрации газа в пористой среде с учетом начального градиента также можно использовать закон Дарси, учитывая влияние начального градиента, задавая условие на пределах интегрирования.

А теперь попытаемся доказать это утверждение в наиболее общем виде. Анализ существующих в литературе работ показал, что для прогнозирования дебита лучше всего подходит методика, разработанная в [2,3,4,5], так как в ней наиболее полно учитываются все вышеперечисленные факторы. Согласно этой методике уравнение стационарного притока флюида к скважине представляется в виде:

,

где . (15)

Здесь для реального газа и газоконденсатной смеси в условиях

; (16)

для газоконденсатной смеси в условиях

. (17)

Здесь – соответственно текущее давление и насыщенность пласта конденсатом в любой точке пласта; — дебит скважины; — коэффициент, характеризующий нарушение линейного закона фильтрации; – коэффициент продуктивности скважин; – соответственно абсолютная, фазовая проницаемости и действующая толщина пласта; — вязкость и сжимаемость газа; – соответственно содержание конденсата в газовой среде и отношение удельных весов конденсата в жидкой и газовой фазах в нормальных условиях; — растворимость газа в конденсате, — объемный коэффициент конденсата; — температурная поправка; — давление начала конденсации газоконденсатной смеси.

Индексом «пл» обозначены величины соответствующих параметров при пластовых давлениях .

Для однофазной нефти

. (18)

Для жидкой фазы газированной нефти

. (19)

Здесь и –соответственно текущее давление и насыщенность коллектора флюидом в произвольной точке пласта; — коэффициент продуктивности скважины, — соответственно абсолютная и фазовая проницаемости и действующая толщина пласта; — вязкость и плотность флюида.

Для вывода основной расчетной формулы для всех этих разных случаев с учетом влияния изменения физических свойств флюида и коллектора примем, что зависимость комплекса параметров от депрессии можно в наиболее общем случае аппроксимировать многочленом степени n, т. е.

. (20)

С целью вывода уравнения притока с начальным градиентом давления формулу

(21)

преобразуем в следующий вид:

.

Таблица 1

Здесь — является скоростью флюида. Если мы в качестве закона фильтрации возьмем двучленный закон фильтрации:

, (22)

то, проводя аналогичные преобразования, получаем выражение [4]:

. (23)

Здесь — коэффициент макрошероховатости, характеризующий структуру порового пространства; плотность; коэффициент, характеризующий двучленный закон фильтрации; начальное значение коэффициента продуктивности. В работе [4, 5] показано, что формула (23) после несложных преобразований принимает вид:

. (24)

При получаем:

. (25)

Последние две формулы можно получить не учитывая в формулах то есть используя двучленный закон фильтрации и учитывая влияние начального градиента, задавая условие для давлении в пределах интегрирования:

Таким образом,

(26)

или при

(27)

Здесь

Как видно, формулы (26) и (27) полностью совпадают с (24) и (25), что и следовало доказать.

Литература:
  1. Ф. Х. Мирзаджанзаде, А. Г. Ковалев, Ю. В. Зайцев. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. –М.: Недра, 1972. — С.200.
  2. Абасов М. Т., Азимов Э. Х. К методике обработки индикаторных линий скважин // Докл. АН Аз.ССР. –1987. –Т.43. –№ 4. –С.33–37.
  3. Методика интерпретации индикаторных линий газовых и газоконденсатных скважин /Э. Х. Азимов, В. Н. Аллахвердиев, Л. М. Билаллы, И. Р. Гасанов // Азерб.нефт.хоз-во. –1987. –№ 5. –С.24–28.
  4. Гасанов И. Р., Таирова С. А., Гасанов Р. И. Изучение особенностей проявления неньютоновских свойств углеводородов в процессе разработки и исследования методом установившихся отборов // Молодой ученый: Международный научный журнал. — Казань. –№ 22. –2016. –С.24–28.
  5. Гасанов И. Р., Таирова С. А., Гасанов Р. И. Методика интерпретации индикаторных линий скважин, добывающих углеводороды с аномальными свойствами // Научно-технический вестник. –Тверь: Каротажник. –№ 1. — 2017. –С.62–68.

Основные термины (генерируются автоматически): начальный градиент, пористая среда, формула, предел интегрирования, призабойная зона, фильтрация газа, фильтрация, фазовая проницаемость, текущее давление, аномальная нефть.

moluch.ru

ИДЕНТИФИКАЦИЯ РЕЖИМОВ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ В ПЛАСТЕ С ПОМОЩЬЮ ИСКУССТВЕННОЙ НЕЙРОННОЙ СЕТИ

Транскрипт

1 144 ISSN Интеллектуальные системы в производстве (20) УДК И. М. Григорьев, аспирант Ижевский государственный технический университет имени М. Т. Калашникова ИДЕНТИФИКАЦИЯ РЕЖИМОВ ФИЛЬТРАЦИИ НЕФТИ В ПЛАСТЕ С ПОМОЩЬЮ ИСКУССТВЕННОЙ НЕЙРОННОЙ СЕТИ Обсуждается реализация подхода на основе искусственных нейронных сетей для определения параметров режима фильтрации с использованием данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Также исследуются типичные особенности разных режимов фильтрации, которые наблюдаются на графике производной функции давления. Ключевые слова: нейронная сеть, ИНС, режим фильтрации, интерпретация ГДИС Наиболее полезным графиком при анализе поведения пласта в течение ГДИС является график производной функции давления. Режимы фильтрации можно определить путем изучения формы графика производной при исследовании скважины методами понижения уровня и восстановления давления [1]. Параметры пласта вычисляются на основе данных о давлении для соответствующего режима фильтрации [2]. В табл. 1 сведены характеристики производной функции давления и самой функции изменения давления, а также дополнительные отличительные особенности разных режимов фильтрации [3]. На практике эти характеристики должны проявиться за период минимум одной декады, чтобы их можно было интерпретировать как тот или иной режим потока. Если период короче одной декады, то они, скорее всего, представляют собой либо шум, либо переходный процесс между различными режимами фильтрации. Искусственную НС можно обучить для распознавания таких отличительных характеристик [4]. В данном исследовании НС обучена для выявления следующих 8 шаблонов: 1) нулевой наклон прямой; 2) единичный наклон прямой; 3) прямая с наклоном 1/4; 4) прямая с наклоном 1/2; 5) прямая с наклоном 1/2; 6) горб кривой; 7) провал в кривой; 8) спадающая кривая. Шаблон нулевого наклона прямой характеризует режимы радиального течения в бесконечном пласте и течения с одиночным непроводящим сбросом. Шаблон единичного наклона прямой в раннее и позднее время после начала ГДИС соответствует режимам течения с влиянием ствола скважины и псевдостационарному состоянию фильтрации соответственно. Режим течения в вертикальной трещине с конечной проводимостью определяется наличием шаблона прямой с наклоном 1/4. Шаблон прямой с наклоном 1/2 используется для распознавания режима течения в вертикальной трещине с бесконечной проводимостью и/или линейного потока в вытянутом пласте. Несовершенная скважина (сферическое течение) характеризуется шаблоном прямой с наклоном 1/2. Шаблон горба кривой используется для идентификации переходного периода между режимом влияния ствола скважины и режимом радиального течения в бесконечном пласте. Фильтрация в системе с двойной пористостью соответствует шаблону провала в кривой. Наконец, режим с постоянным давлением на границе пласта можно распознать с помощью шаблона круто спадающей кривой в конце испытания. На рис. 1 приведено схематическое представление искусственной НС, используемой в исследовании [5]. Она состоит из 10 обрабатывающих единиц во входном слое, 6 единиц в скрытом слое и 8 единиц в выходном слое. Каждая единица в выходном слое соответствует одному из шаблонов. Поскольку длительность любого шаблона составляет не менее одной декады, то данные, применяемые для обучения НС на примере всех шаблонов, также формировались на этот период. Декада обучающих данных включает 10 точек на графике производной функции давления, равномерно распределенных в логарифмическом пространстве, так как кривая производной функции давления строится в логарифмическом масштабе. НС использовалась для проверки одной декады данных ГДИС за раз. Таким образом, перемещая «окно» шириной в одну декаду из одной точки реальных данных ГДИС в другую, можно идентифицировать шаблон для каждой из этих точек. Обучающая выборка для всех шаблонов генерировалась случайным образом, а затем подвергалась нормализации. При формировании данных для шаблона горба кривой использовался широкий диапазон изменений скин-фактора. В модели двойной пористости с псевдостационарным межпоровым потоком при генерации данных для шаблона провала в кривой использовалось множество значений коэффициента пропускания ( ). Изменения в величине коэффициента упругоемкости ( ) не влияли на форму провала. Он только сдвигал шаблон провала в кривой либо влево, либо вправо. Наконец, различные значения расстояния до границы в модели с постоянным давлением на границе пласта формировали данные для шаблона спадающей кривой. Данные для остальных шаблонов определялись из простых математических выражений, дающих желаемый наклон прямой. Одна сотня наборов репре- Григорьев И. М., 2012

2 Науки о Земле 145 зентативных данных для каждого шаблона выступала в роли обучающей выборки, другая сотня в роли тестовой. На рис. 2 и 3 показаны данные, используемые для тренировки НС. Таблица 1. Свойства производной функции давления для разных режимов фильтрации Режим фильтрации Влияние ствола скважины (WBS) Вертикальная трещина с конечной проводимостью (FCVF) Вертикальная трещина с бесконечной проводимостью (ICVF) Наклон кривой изменения давления Наклон производной функции давления Дополнительная отличительная черта 1 1 кривые изменения давления и его производной в начале ГДИС перекрываются 1/4 1/4 после WBS кривые изменения давления и его производной в начале ГДИС сдвинуты в 4 раза 1/2 1/2 после WBS и/или FCVF кривые изменения давления и его производной в начале ГДИС сдвинуты в 2 раза выравнивание 1/2 возникает после WBS и до IARF Несовершенная скважина (PPEN) Радиальное течение в бесконечном возрастание 0 нулевой наклон производной пласте (IARF) в середине ГДИС Система с двойной пористостью возрастание, 0, горб кривой, 0 тенденция к образованию впади- и псевдостационарным выравнивание, ны в середине ГДИС; длитель- межпоровым потоком возрастание ность больше одной декады Система с двойной пористостью рост крутизны 0, тенденция удвоение наклона в середине и нестационарным меж- к повышению, 0 ГДИС поровым потоком Одиночный непроводящий рост крутизны 0, тенденция удвоение наклона в конце ГДИС сброс к повышению, 0 Поток в вытянутом пласте 1/2 1/2 кривые изменения давления и его производной в конце ГДИС сдвинуты в 2 раза; наклон производной, равный 1/2, возникает раньше Псевдостационарное состояние фильтрации Граница с постоянным давлением 1 для ГДИС методом понижения уровня; 0 для ГДИС методом восстановления давления 1 для ГДИС методом понижения уровня; крутой спад для ГДИС методом восстановления давления кривые изменения давления и его производной в конце ГДИС методом понижения уровня перекрываются; единичный наклон производной возникает намного раньше 0 крутой спад невозможно отличить от режима псевдостационарного состояния фильтрации при ГДИС методом восстановления давления Рис. 1. Схематическое представление искусственной НС, применяемой для идентификации режимов фильтрации

3 146 ISSN Интеллектуальные системы в производстве (20) Рис. 2. Данные, используемые при обучении НС Рис. 3. Данные, используемые при обучении НС

4 Науки о Земле 147 Одним из ключевых параметров в обучении НС является число обрабатывающих единиц в скрытом слое, которое зависит от сложности решаемой задачи. В нашей НС имелось 10 входных узлов (10 значений производной) и 8 выходных узлов (8 характерных шаблонов). Используя различное число узлов в скрытом слое, было установлено, что НС с 6 скрытыми обрабатывающими единицами дает наиболее точные результаты обработки реальных и модельных данных ГДИС. Эксперименты показали, что НС со слишком большим числом скрытых единиц может чересчур обобщать восприятие обучающих примеров из-за высокой степени свободы (большого числа весов). НС с числом скрытых узлов, большим 6, смогла правильно идентифицировать обучающую и тестовые выборки в 98 % случаев, однако она также давала промежуточные или весьма большие активационные уровни на выходе для других (неверных) шаблонов. С другой стороны, обучение НС с очень малым количеством скрытых узлов иногда просто не сходилось, а если даже и сходилось, то точность прогнозов была низкой. Обучение НС обычно требует значительных затрат на компьютерную память и время CPU. Уровень потребления связан с объемом обучающей и тестовой выборок, количеством обрабатывающих единиц (первый, скрытый и выходной слои) и сложностью решаемой задачи. Идентификация 8 различных шаблонов при 10 значениях на входе сравнительно несложная задача. В данной работе число итераций при обучении лежало в диапазоне от до Обучение прекращалось, когда не было заметного улучшения в результатах через большое число итераций (3 000 и больше). Сеть затем проверялась на тестовых данных. Из множества обученных сетей только некоторые из них оказались подходящими. Однако даже такие успешные обученные НС все еще были несовершенны. Некоторые сети были иногда неспособны идентифицировать определенный шаблон или шаблоны. Оценку точности НС в предсказании режима фильтрации нужно осуществлять с большой осторожностью. Таблица 2. Модели-кандидаты нефтяного пласта Номер модели 1 Модель пласта Радиальное течение в бесконечном пласте Параметры k, S, C 2 Граница с непроводящим сбросом k, S, C, r 3 Непроницаемая внешняя граница k, S, C, r 4 Внешняя граница с постоянным давлением k, S, C, r 5 Система с двойной пористостью и псевдостационарным межпоровым потоком k, S, C,, Система с двойной пористостью, псевдостационарным межпоровым пото- k, S, C,,, r 6 ком и непроводящим сбросом Система с двойной пористостью, псевдостационарным межпоровым потоком k, S, C,,, r 7 и непроницаемой внешней границей Система с двойной пористостью, псевдостационарным 8 межпоровым пото- k, S, C,,, r ком и внешней границей с постоянным давлением Несмотря на то, что НС обучалась для распознавания всех 8 шаблонов, наибольший интерес представляют шаблоны нулевого наклона прямой, единичного наклона прямой, горба кривой, провала в кривой и спадающей кривой. Сумев распознать упомянутые пять шаблонов, можно будет идентифицировать режим фильтрации во всех 8 моделях пласта (табл. 2) и получить начальные оценки параметров пласта. Далее описываются типичные участки кривой производной функции давления для каждой модели коллектора в хронологическом порядке. 1. Радиальное течение в бесконечном пласте: единичный наклон, горб, нулевой наклон. 2. Граница с непроводящим сбросом: единичный прямой, горб, нулевой наклон, переходный период, второй нулевой наклон. 3. Непроницаемая внешняя граница: единичный наклон, горб, нулевой наклон, единичный наклон. 4. Внешняя граница с постоянным давлением: единичный наклон, горб, нулевой наклон, спадающая кривая. 5. Система с двойной пористостью и псевдостационарным межпоровым потоком: второй нулевой наклон или единичный наклон, горб, провал, нулевой наклон. 6. Система с двойной пористостью, псевдостационарным межпоровым потоком и непроводящим сбросом: второй нулевой наклон, переходный период, третий нулевой наклон (удвоение значений производной) или единичный наклон, горб, провал, переходный период, второй нулевой наклон (удвоение значений производной). 7. Система с двойной пористостью, псевдостационарным межпоровым потоком и непроницаемой внешней границей: второй нулевой наклон, единичный наклон или единичный наклон, горб, провал, нулевой наклон, единичный наклон. 8. Система с двойной пористостью, псевдостационарным межпоровым потоком и внешней границей с постоянным давлением: второй нулевой наклон, спадающая кривая или единичный наклон, горб, провал, нулевой наклон, спадающая кривая. Начальные оценки параметров пласта вычисляются на основе данных о давлении для соответствующего режима фильтрации, а затем используются как начальное приближение для определения параметров коллектора и идентификации его модели [6]. Ниже описывается процедура идентификации режимов фильтрации на основании сигналов от НС, которая позволяет определять параметры пласта, приведенные выше. Для ГДИС методом понижения

5 148 ISSN Интеллектуальные системы в производстве (20) уровня процедура может быть кратко расписана следующим образом. 1. Поиск шаблона единичного наклона прямой: а) участок единичного наклона присутствует в начальные моменты времени (активационный уровень выше 0,8): использовать данные в идентифицированных декадах для вычисления коэффициента накопления; далее поэкспериментировать с более короткими периодами влияния ствола скважины; б) участок единичного наклона отсутствует в начальные моменты времени: использовать данные в первой декаде для вычисления коэффициента накопления; поэкспериментировать с более короткими периодами влияния ствола скважины; в) участок единичного наклона присутствует в поздние моменты времени (активационный уровень выше 0,8): использовать данные в идентифицированных декадах для вычисления расстояния до непроницаемой границы; поэкспериментировать с более поздним моментом начала участка с единичным наклоном; г) участок единичного наклона отсутствует в поздние моменты времени: если обнаружена граница другого типа, использовать расстояние до нее как начальное приближение для расстояния до непроницаемой границы; если не обнаружена граница другого типа, использовать радиус исследования на момент окончания ГДИС как начальное приближение для расстояния до непроницаемой границы. 2. Поиск шаблона горба кривой (активационный уровень выше 0,8): горб кривой ближе к концу ГДИС не рассматривается. 3. Поиск шаблона нулевого наклона: а) плоский участок существует (активационный уровень выше 0,8): если плоский участок появился через полторы декады после окончания участка единичного наклона или после начала горба кривой, зафиксированных ранее всех, то использовать данные в идентифицированных декадах для вычисления проницаемости и скин-фактора; принять радиус исследования или расстояние до границы любого типа в качестве приближения для расстояния до границы разлома, если больше не обнаружены плоские участки; если плоский участок появился менее чем через полторы декады после окончания участка единичного наклона или после начала горба кривой, то поискать другой плоский участок; если больше не обнаружено, то продолжать, как если бы плоского участка не было; если плоский участок существует, но отсутствуют участок единичного наклона и горб кривой в начале ГДИС, то использовать данные в идентифицированных декадах для вычисления проницаемости и скин-фактора; принять радиус исследования или расстояние до границы любого типа в качестве приближения для расстояния до границы разлома, если больше не обнаружены плоские участки; если плоский участок появился более чем через две с половиной декады после окончания участка единичного наклона или после начала горба кривой, то, скорее всего, присутствует непроводящий сброс; использовать данные в декаде, отстоящей на расстоянии в полторы декады от конца участка единичного наклона или начала горба кривой, для вычисления проницаемости, скин-фактора и наклона прямой линии в полулогарифмическом масштабе; далее воспользоваться идентифицированными декадами плоского участка для расчета наклона второй прямой линии в полулогарифмическом масштабе; если наклон второй линии в два раза больше, чем для первой, то определить расстояние до границы разлома; иначе принять радиус исследования или расстояние до границы любого типа в качестве приближения для расстояния до границы разлома; если обнаружены два плоских участка и они отделены как минимум на половину декады, то, скорее всего, присутствует непроводящий сброс; использовать идентифицированные декады первого плоского участка для вычисления проницаемости, скинфактора и наклона первой прямой линии в полулогарифмическом масштабе; далее использовать идентифицированные декады второго плоского участка для вычисления наклона второй прямой линии в полулогарифмическом масштабе; если наклон второй линии в два раза больше, чем для первой, то определить расстояние до границы разлома; иначе принять радиус исследования или расстояние до границы любого типа в качестве приближения для расстояния до границы разлома; б) плоский участок не найден: если обнаружены участок единичного наклона и/или горб кривой в начале ГДИС, то использовать данные в декаде, отстоящей на расстоянии в полторы декады от конца участка единичного наклона или начала горба кривой, для вычисления проницаемости и скин-фактора; принять радиус исследования или расстояние до границы любого типа в качестве приближения для расстояния до границы разлома; если не обнаружены ни шаблон единичного наклона, ни шаблон горба кривой в начале ГДИС, тогда метод не может распознать период течения в бесконечном пласте. 4. Поиск шаблона провала в кривой: а) участок провала в кривой существует (активационный уровень выше 0,8): определить точку минимума провала и использовать ее для вычисления коэффициентов упругоемкости пласта и пропускания; б) участок провала в кривой не обнаружен: принять 0,99 в качестве начального приближения для обоих значений коэффициентов упругоемкости пласта и пропускания. 5. Поиск постоянного давления в конце ГДИС: а) давление остается постоянным в течение второй половины последней декады:

6 Науки о Земле 149 использовать данные во второй половине последней декады для расчета расстояния до границы с постоянным давлением; б) давление не остается постоянным в течение второй половины последней декады: если обнаружена граница другого типа, использовать расстояние до нее в качестве начального приближения для расстояния до границы с постоянным давлением; если не обнаружена граница другого типа, использовать радиус исследования на момент окончания ГДИС как начальное приближение для расстояния до границы с постоянным давлением. Для ГДИС методом восстановления давления вышеописанная процедура подходит для определения режимов влияния скважины и течения в бесконечном пласте. Исключением является распознавание режимов фильтрации при достижении ГДИС границы пласта. В момент времени, когда производная функции давления начнет уменьшаться либо в момент окончания ГДИС в качестве начального приближения для расстояний до непроницаемой границы, границы разлома и границы с постоянным давлением берется радиус исследования. Библиографические ссылки 1. Харин А. Ю., Харина С. Б. Гидродинамические методы исследования нефтяных скважин : учеб. пособие. Уфа : Изд-во УГНТУ, с. 2. Кременецкий М. И., Ипатов А. И., Гуляев Д. Н. Оценки продуктивных свойств пласта и скважины по гидродинамическим исследованиям : учеб. пособие. М. : РГУ нефти и газа, с. 3. Athichanagorn, S. Using Artificial Nural Ntwork And Squntial Prdictiv Probability Mthod To Mchaniz Intrprtation Of Wll Tst Data: M. S. Thsis. Stanford Univrsity, p. URL: ERE/pdf/prports/MS/Athichanagorn95.pdf (дата обращения: ). 4. Al-Kaabi, A. U., L, W. J. Titl Using Artificial Nural Ntworks To Idntify th Wll Tst Intrprtation Modl // SPE Formation Evaluation Vol. 8, Nr 3. Pp Хайкин С. Нейронные сети: полный курс. М. : Вильямс, с. 6. Horn, R. N. Modrn Wll Tst Analysis: A Computr- Aidd Approach. 4th printing. Palo Alto, California, USA : Ptroway, Inc, *** I. M. Grygoryv, Post-graduat, Kalashnikov Izhvsk Stat Tchnical Univrsity Idntification of oil layr filtring mods by artificial nural ntworks This papr discusss th implmntation of th approach basd on artificial nural ntworks to dtrmin th paramtrs of th filtring mod applying th wll tst data. Th typical charactristics of diffrnt filtring mods obsrvd in th diagram of th prssur drivativ function ar also invstigatd. Kywords: nural ntwork, ANN, filtring mod, wll tsting Получено: УДК М. А. Сенилов, доктор технических наук, профессор Ижевский государственный технический университет имени М. Т. Калашникова ПОСТРОЕНИЕ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Рассматривается геологическое моделирование нефтегазовых месторождений для создания цифровой геологической модели. Построена трехмерная модель описания структуры месторождения для моделирования пространственного распределения типов пород и петрофизических параметров. Отображены результаты расчетов распределения литологии, пористости и нефтенасыщенности в разрезе месторождения. Ключевые слова: геологическая модель, компьютерное моделирование, нефтегазовое месторождение, литологическая модель, нефтенасыщенность Геологическое моделирование является основой для цифрового фильтрационного моделирования и совершенствования разработки месторождения [1]. Качественная и детальная геологическая модель повышает надежность и адекватность расчетов и существенно упрощает адаптацию фильтрационной модели к истории разработки месторождения. Цифровые геологические модели исследуемых примеров месторождений отстроены на программном продукте IRAP RMS [2] в виде трехмерной детерминированной геологической модели, представляющей собой объемное поле в координатах X, Y, Z, каждая ячейка которого характеризуется значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород. Сенилов М. А., 2012

docplayer.ru

Режим установившейся фильтрации нефти в пласте.

Геология Режим установившейся фильтрации нефти в пласте.

Количество просмотров публикации Режим установившейся фильтрации нефти в пласте. - 69

 Наименование параметра  Значение
Тема статьи: Режим установившейся фильтрации нефти в пласте.
Рубрика (тематическая категория) Геология

ТЕМА 3.5. Реологические аспекты разработки месторождений нефти.

Реальные коллекторы нефти имеют сложное строение, в связи с этим для моделирования фильтрационных течений используют упрощенные постановки краевых задач. В наиболее простых постановках рассчитывают одномерные установившиеся течения в однородном недеформируемом пласте (коллекторе). В более сложных случаях учитывают сжимаемость добываемой нефти и продуктивного пласта.В случае одномерного течения скорость фильтрациинœефти, расход и давление в разрабатываемом пласте Являются функциями только одной координаты.

Плоско-поступательная фильтрация несжимаемой нъютоновской жидкости реализуется в условиях пласта шириной В и мощностью (толщиной) h, ограниченного сверху и снизу непроницаемыми плоскостями (рис. 21).

Рис. 21.

Контур питания расположен в плоскости x=0? Дренирующая галерея –в плоскости x=L. Граничные условия следующие :давление на контуре питания и давление в галерее постоянны. Данная модель математически задается системой двух дифференциальных уравнений в декартовых координатах:

(24)

Режим установившейся фильтрации нефти в пласте. - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Режим установившейся фильтрации нефти в пласте." 2014, 2015.

referatwork.ru

Особенность - фильтрация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Особенность - фильтрация

Cтраница 2

Изучены особенности фильтрации нЬньютоновских нефтей в послойно - и зонально-неоднородных моделях пласта. Показано, что фильтрация неньютоновской нефти в породах моделей неоднородных пластов происходит при любых градиентах давления. В послойно-неоднородных моделях пласта выявлена область градиентов давления, в которой наблюдается резкое снижение охвата фильтрацией низкопроницаемой породы. Это может привести к снижению коэффициента нефтеотдачи неньютоновских залежей с неоднородными коллек-торскими свойствами пластов.  [16]

Рассматриваются особенности фильтрации русловых и подрусловых вод, характеризующихся высокой карбонатной жесткостью, в образцах продуктивных пород.  [17]

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Средний размер пор составляет 1 - 100 мкм, протяженность трещин - от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоковш2 на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости mlt то большая часть жидкости находится в порах.  [18]

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Средний размер пор составляет 1 - 100 мкм, протяженность трещин-от нескольких сантиметров до десятков метров. Так как коэффициент пористости блоков т2 на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости т1, то большая часть жидкости находится в порах.  [19]

Наиболее ярко особенности фильтрации в трещиновато-пористой среде проявляются в неустановившихся процессах. Так как коэффициент пористости блоков тг на один-два порядка выше, чем коэффициент трещиноватости т1, то большая часть жидкости находится в порах.  [20]

Между тем особенности фильтрации флюида в коллекторе определяются не его ( флюида) агрегатным состоянием, будь то пар / газ или жидкость, но свойствами коллектора.  [21]

Это определяет особенности неньютоновской фильтрации в неоднородных пластах. Области малой проницаемости оказываются областями наибольшего проявления неньютоновских эффектов.  [22]

Между тем особенности фильтрации флюида в коллекторе определяются не его ( флюида) агрегатным состоянием, будь то пар / газ или жидкость, но свойствами коллектора.  [23]

Рассмотрим вначале особенности фильтрации тяжелой нефти, определяемые неравновесностью в микромасштабе. В этой связи характерным является следующий опыт. Нефть с постоянной вязкостью движется в изотермических условиях в стационарном режиме через прямолинейный капилляр. При этом зависимость между перепадом давления и расходом представляется прямой линией, проходящей через начало координат.  [25]

На практике особенности фильтрации ш оыалько-вяэких нефтей в неодниродьшс пластах могут проявляться по-разному. Замечено, в частности, что после кратковременных простоев скважины работают с повышенной обводненностью продукции, доля нефти в продукции скважин увеличивается при форсировании отборов и повышении давлении нагнетания, после перевода малодебитных скважин на непрерывную эксплуатацию и др. Некоторые из них будут рассмотрены ниже более подробно.  [26]

В практике особенности фильтрации нефтей с неныотонов-скими свойствами в неоднородных пластах могут проявляться по-разному. Затем в течение определенного времени содержание воды снижается до начальной величины.  [28]

Радиометрические исследования особенностей фильтрации разноминера-лизованных вод в глиносодержащих коллекторах / / Нефтяная пром-ть, сер.  [29]

Установлено, что особенности фильтрации неньютоновских свойств проявляются в основном при малых скоростях, то есть на удалении от скважины. Неньютоновские свойства нефти в пласте проявляются при высоком содержании в ней ас-фальтосмолопарафинистых веществ; при физико-химическом взаимодействии пластовой нефти и материала пористой среды с жидкостями, проникающими в пласт. Разработка месторождений с неньютоновскими ( вязкоштастичными) жидкостями связана со многими осложнениями при проведении геолого-технических мероприятий, исследовании скважин, подготовке и транспортировке нефти и так далее. Свойства неньютоновских нефтей исчезают при их нагреве и увеличении скоростей фильтрации.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru