Бюллетень ЕАПВ "Изобретения (евразийские заявки и евразийские патенты)"
Бюллетень 01´2017

  

(11) 

025620 (13) B1       Разделы: A B C D E F G H    

(21) 

201200294

(22) 

2010.08.04

(51) 

E21B 49/00 (2006.01)

(31) 

61/233,897

(32) 

2009.08.14

(33) 

US

(43) 

2012.08.30

(86) 

PCT/US2010/044415

(87) 

WO 2011/019565 2011.02.17

(71) 

(73) БП КОРПОРЕЙШН НОРТ АМЕРИКА ИНК. (US)

(72) 

Левитан Майкл М. (US)

(74) 

Дементьев В.Н. (RU)

(54) 

АНАЛИЗ АРХИТЕКТУРЫ И СВЯЗНОСТИ ПЛАСТОВОГО РЕЗЕРВУАРА

(57) 1. Способ интерактивного построения и проверки правильности компьютеризированной модели углеводородного пластового резервуара по внутрискважинным измерениям из одной или нескольких скважин в геологической среде, содержащий

прием данных, соответствующих результатам измерений внутрискважинного давления, полученным внутрискважинными приборами за прошедшее время в стволе скважины по крайней мере на одной представляющей интерес скважине, и соответствующих дебитам от приборов, установленных во множестве скважин, включающем представляющую интерес скважину;

прием от пользователя входных сигналов, идентифицирующих признаки углеводородного пластового резервуара, при этом признаки включают формы и свойства областей формации, соединения между областями формации и местоположение скважин в областях формации;

оценку реакций взаимовлияния давлений по меньшей мере в одной представляющей интерес скважине в пластовом резервуаре на поток с единичным дебитом из каждой из множества скважин в пластовом резервуаре путем решения задачи течения пластовых флюидов для структуры, соответствующей идентифицированным признакам пластового резервуара, с использованием компьютера для осуществления операций, включающих

определение системы уравнений, состоящей из уравнений зависимостей от давления и от производной нормального давления в каждом граничном узле каждой области формаций и в каждой скважине внутри каждой области формаций, и от условий совпадения в граничных узлах, которые являются общими по меньшей мере с двумя смежными областями формаций в модели пластового резервуара; и для каждой из множества скважин решение системы уравнений для определения реакции взаимовлияния давлений в этой скважине в зависимости от единичного дебита в одной из множества скважин;

вычисление модельного внутрискважинного давления за прошедшее время по меньшей мере на одной представляющей интерес скважине с помощью работы компьютера для выполнения суперпозиции данных, соответствующих измеренным дебитам из множества скважин, с оценками реакций взаимовлияния давлений для потока с единичным дебитом из множества скважин;

сравнение модельного внутрискважинного давления за прошедшее время на представляющей интерес скважине с данными, соответствующими результатам измерений внутрискважинного давления, накопленным за прошедшее время по крайней мере на одной представляющей интерес скважине;

после этапа сравнения прием от пользователя входных сигналов, модифицирующих признаки пластового резервуара;

затем повторение этапов работы и сравнения для структуры, соответствующей модифицированным признакам пластового резервуара.

2. Способ по п.1, в котором идентифицированные признаки пластового резервуара дополнительно содержат множество перфораций, при этом каждая перфорация соответствует пересечению одной из скважин и одной из областей формации;

в котором этап работы компьютера для оценки реакций взаимовлияния давлений содержит вычисление реакции взаимовлияния давлений на каждой перфорации в зависимости от единичного дебита на каждой перфорации.

3. Способ по п.2, в котором этап вычисления содержит

определение множества граничных узлов на границе каждой из областей формации;

для каждой из перфораций:

присвоение единичного дебита данной перфорации и нулевого дебита остальным из данного множества перфораций;

решение системы уравнений для оценки давления на каждом из граничных узлов в зависимости от единичного дебита на данной перфорации;

затем, для местоположения выбранной перфорации:

выбор взаимовлияния с одной из множества перфораций;

извлечение давления на каждом из граничных узлов из этапа решения в зависимости от единичного дебита на выбранной взаимодействующей перфорации;

оценку давления на местоположении выбранной перфорации по извлеченным давлениям на граничных узлах с целью получения реакции взаимовлияния давлений на местоположении выбранной перфорации на единичный дебит из взаимодействующих перфораций;

повторение этапов выбора, извлечения и оценки для каждой из множества перфораций в качестве взаимодействующей перфорации.

4. Способ по п.3, в котором

по крайней мере две или более областей формации соединены друг с другом общей границей;

определенное множество граничных узлов содержит общие граничные узлы на общей границе.

5. Способ по п.4, в котором три или более областей формации имеют общую точку на общей границе; и

который дополнительно содержит определение непроницаемой области в общей точке, при этом непроницаемая область определяет общие граничные узлы, которые являются общими не более чем для двух областей формации.

6. Способ по п.2, в котором этап работы компьютера для оценки реакций взаимовлияния давлений дополнительно содержит получение реакции взаимовлияния давлений на уровне скважин на единичный дебит каждой из множества скважин по вычисленным реакциям взаимовлияния давлений для каждой из множества перфораций.

7. Способ по п.6, в котором этап работы компьютера с целью суперпозиции данных содержит свертку измеренных дебитов из множества скважин с реакциями взаимовлияния давлений на уровне скважин для получения прогнозируемого давления на представляющей интерес скважине.

8. Способ по п.6, дополнительно содержащий

получение реакции дебита на уровне скважин на единичный дебит из каждой из множества скважин по вычисленным реакциям взаимовлияния давлений для каждой из множества перфораций;

свертку измеренных дебитов из множества скважин с реакциями дебита на уровне скважин для получения дебитов перфораций для каждой из перфораций на представляющей интерес скважине.

9. Способ по п.6, дополнительно содержащий

определение точек временной сетки за период времени, соответствующий моментам заканчивания множества скважин;

в каждой из точек временной сетки решение системы уравнений, содержащей уравнения, выражающие изменения дебитов перфораций в пространстве реального времени, вызванные различными начальными давлениями в областях формации, соответствующих перфорациям в общих скважинах;

оценку остаточных ошибок для изменений дебитов перфораций из этапа решения в каждой точке временной сетки;

повторение этапов решения и оценки до тех пор, пока остаточные ошибки не будут удовлетворять критерию сходимости;

после чего объединение изменений дебитов перфораций, вызванных различными начальными давлениями в областях формации, с дебитами перфораций, соответствующими измеренным дебитам;

затем оценку давлений на перфорациях на представляющей интерес скважине по объединенным дебитам перфораций.

10. Способ по п.2, в котором этап работы компьютера с целью выполнения суперпозиции данных содержит

определение точек временной сетки за период времени, соответствующий измеренным дебитам из множества скважин;

в каждой из точек временной сетки решение системы уравнений, содержащей уравнения, ограничивающие дебиты перфораций в пространстве реального времени и производные давления по соответствующему дебиту скважины, и уравнения, ограничивающие давления на перфорациях в соответствующей скважине и включающие выражение для турбулентности, с целью получения дебитов перфораций в точках временной сетки;

оценку остаточных ошибок, соответствующих разности полученных дебитов перфораций в данной системе уравнений;

повторение этапов решения и оценки до тех пор, пока остаточные ошибки не будут удовлетворять критерию сходимости;

оценку внутрискважинного давления за прошедший период времени по крайней мере для одной из множества скважин.

11. Компьютерная система, содержащая

интерфейс для приема результатов измерений, соответствующих измерениям в одной или нескольких углеводородных скважинах;

входное устройство для приема входных сигналов от пользователя системы;

один или несколько центральных процессоров, подключенных к интерфейсу и входному устройству, для исполнения программных команд;

программную память, подключенную к одному или нескольким центральным процессорам, для хранения компьютерных программ, включающих программные команды, исполнение которых одним или несколькими центральными процессорами побуждает компьютерную систему выполнять множество операций способа интерактивного построения и проверки правильности компьютеризированной модели углеводородного пластового резервуара по результатам внутрискважинных измерений из одной или нескольких скважин в геологической среде для осуществления способа по любому из пп.1-10.

12. Машиночитаемый носитель информации, хранящий компьютерную программу для осуществления способа по любому из пп.1-10.

Увеличить масштаб


наверх