Р е д а к ц и о н н а я К о л л е г и я

Гл а в н ы й р е д а к т о рФ.С.Исмаилов НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

П о ч е т н ы й р е д а к т о рДж.Спайт CD&W Inc, Ларами, Вайоминг, США

Ч л е н ы р е д а к ц и о н н о й к о л л е г и и :В.Д.Абдуллаев НИПИ "Нефтегаз", Баку, АзербайджанФ.A.Алиев НИИ Прикладной Математики, Баку, АзербайджанM.Амро ТУ Фрайбергская Горная Академия, Институт Технологии

Бурения и Добычи Флюидов, Фрайберг, Германия

Р.Н.Бахтизин Академия Наук Республики Башкортостан, Уфа, РоссияC.Бекри Французский Институт Нефти, Возобновляемые Энергоресурсы,

Рюэй-Мальмезон, Франция

Н.А.Бондаренко НАН Украины, Институт Сверхтвердых Материалов им.В.Н.Бакуля, НТЦ "Породоразрушающего Инструмента для Бурения Скважин на Нефть и Газ", Киев, Украина

Д.Войгт ТУ Фрайбергская Горная Академия, Институт Технологии Бурения и Добычи Флюидов, Фрайберг, Германия

Ф.Г.Гасанов НИПИ "Нефтегаз", Баку, АзербайджанГеншенг Ли Китайский Нефтяной Университет, Факультет Эксплуатации

Нефтяных Месторождений, Пекин, Китай

Р.А.Дашдиев НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

Н.А.Демяненко БелНИПИнефть, Гомель, Белоруссия

Р.Р.Ибатуллин ТатНИПИнефть, Бугульма, Россия

У.С.Карабалин НК "КазМунайГаз", АО "Казахский Институт Нефти и Газа", Астана, Казахстан

M.И.Курбанбаев АО "КазНИПИМунайГаз", Актау, Казахстан

Г.А.Мансури Университет Иллинойса, Лаборатория Термодинамических Исследований, Чикаго, Иллинойс, США

У.Ш.Мехтиев НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

Д.A.Мирзоев ОАО "Газпром" ДОАО "Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры", Москва, Россия

И.Т.Мищенко РГУ Нефти и Газа им. И.М.Губкина, Факультет Разработки и Эксплуатации Нефтяных и Газовых Месторождений, Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Москва, Россия

Н.С.Салиджанова ОАО "O'ZLITINEFTEGAZ", Ташкент, Узбекистан

A.M.Салманов НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

Б.А.Сулейманов НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

Э.M.Сулейманов НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

К.Теодориу Технический Университет Клаусталя, Институт Нефтегазовой Техники, Клаусталь-Целлерфельд, Германия; Техасский университет A&M, Кафедра Гарольда Вэнса Эксплуатации Нефтяных Месторождений, Kолледж Стэйшн, Tехас, США

Д.Уолдрен БП, Санбери, Великобритания

Фан Нгок Чунг Вьетнамский Институт Нефти и Газа, Ханой, Вьетнам

A.Х.Шахвердиев РАЕН, "Институт Системных Исследований Процессов Нефтегазодобычи", Москва, Россия

Т.М.Шихализаде НИПИ "Нефтегаз", Баку, Азербайджан

B a ş r e d a k t o rF.S.İsmayılov "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

F ə x r i r e d a k t o r J.Speight CD&W Inc, Larami, Vayoming, ABŞ

R e d a k s i y a h e y ə t i n i n ü z v l ə r i :

V.C.Abdullayev "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

М.Amro TU Frayberq Dağ-mədən Akademiyası, Qazıma Texnologiyası və Flüidlərin Hasilatı İnstitutu, Frayberq, Almaniya

R.N.Bahtizin Başqırdıstan Respublikasının Elmlər Akademiyası, Ufa, Rusiya

S.Bekri Fransa Neft İnstitutu, Bərpaolunan Enerji Ehtiyatları, Rüey-Malmezon, Fransa

N.A.Bondarenko Ukrayna MEA-nın V.N.Bakul adına Yüksək Möhkəmli Materiallar İnstitutu, "Neft və Qaz Quyularının Qazılması üçün Süxurdağıdıcı Alətlər" ETM, Kiyev, Ukrayna

R.A.Daşdiyev "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

N.A.Demyanenko BelNİPİneft, Qomel, Belorusiya

F.Ə.Əliyev Tətbiqi Riyaziyyat ETİ, Bakı, Azərbaycan

Fan Nqok Çunq Vyetnam Neft və Qaz İnstitutu, Hanoy, Vyetnam

Qenşeng Li Çin Neft Universiteti, Neft Yataqlarının İstismarı Fakültəsi, Pekin, Çin

F.Q.Həsənov "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

R.R.İbatullin TatNİPİneft, Buqulma, Rusiya

U.S.Karabalin NK "QazMunayQaz", "Qazaxıstan Neft və Qaz Institutu" SC, Astana, Qazaxıstan

M.İ.Kurbanbayev "QazNİPİMunayQaz" SC, Aktau, Qazaxıstan

G.A.Mansuri İllinoys Universiteti, Termodinamik Tədqiqatlar Laboratoriyası, Çikaqo, İllinoys, ABŞ

Ü.Ş.Mehdiyev "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

D.A.Mirzəyev "Qazprom" ASC, "Neft Aparatlarının Mərkəzi Konstruktor Bürosu" ASC, Moskva, Rusiya

İ.T.Mişenko İ.M.Qubkin adına Rusiya Dövlət Neft və Qaz Universiteti, Neftqaz Yataqlarının İşlənməsivə İstismarı Fakültəsi, Neft yataqlarının işlənməsi və istismarı kafedrası, Moskva, Rusiya

N.S.Salicanova "O’ZLITINEFTEGAZ" ASC, Daşkənd, Özbəkistan

Ə.M.Salmanov "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

B.Ə.Süleymanov "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

E.M.Süleymanov "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

A.H.Şahverdiyev Rusiya Təbiət Elmləri Akademiyası, "Neftqaz Hasilatı Proseslərinin Sistemləşdirilmiş Tədqiqatlar İnstitutu", Moskva, Rusiya

T.M.Şıxəlizadə "Neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu, Bakı, Azərbaycan

C.Teodoriu Klaustal Texniki Universiteti, Neft-qaz Texnikası İnstitutu, Klaustal-Sellerfeld, Almaniya; A&M Texas Universiteti, Harold Vensin Neft Yataqlarının İstismarı Kafedrası, Kolec Stayşen, Texas, ABŞ

D.Uoldren BP, Sanberi, Böyük Britaniya

D.Voyqt TU Frayberq Dağ-mədən Akademiyası, Qazıma Texnologiyası və Flüidlərin Hasilatı İnstitutu, Frayberq, Almaniya

R e d a k s i y a H e y ə t i2012 №1

"Elmi əsərlər" Azərbaycan Respublikasının Prezidenti yanında

Ali Attestasiya Komissiyasının rəyasət heyətinin 09.07.2004-cü il tarixli

(protokol № 13-R) qərarı ilə dissertasiyaların əsas nəticələrinin dərc edilməsi tövsiyə edilən elmi

nəşrlərin siyahısına daxil edilmişdir

Jurnal beynəlxalq sitatgətirmə sistemi Scopus, Rusiya Elmi

Sitatgətirmə İndeksi vəEI’s Compendex, Petroleum

Abstracts (Tulsa), Inspec xülasələndirmə sistemlərinə

daxil edilmişdir

Tel.: (+994 12) 433 89 60Faks: (+994 12) 431 87 08

E-mail: ofelya.zeynalova@socar.azhttp://www.socar.az/ogpiÜnvan: Bakı, AZ1012,

H.Zərdabi pr., 88a

"Neftqazelmitədqiqatlayihə"İnstitutunun rəsmi nəşri

İldə 4 buraxılış çap edilirTirajı: 300 nüsxə

NEFT VƏ QAZ YATAQLARININ İŞLƏNMƏSİ VƏ İSTİSMARI

Fan Nqok Çunq, Nquyen Çe Duk. Çatlı geoloji fundamentli kollektorların modelinin kompyüter sazlanması metodologiyasının işlənib hazırlanması.............................................................................................

Ə.M.Salmanov, N.S.Kərimov, H.A.Həmidov. Quyu tədqiqatlarının göstəricilərinə görə quyudibi zonada neftin və qazın faza keçiriciliyinin təyini..................................................................................................

V.C.Abdullayev. "Günəşli" yatağının işlənmə prosesinin modelləşdirilməsi əsasında suvurmanın intensivləşdirilməsinin tədqiqi............................................................................................................

A.M.Qasımlı, S.C.Rzayeva, Y.N.Qulu-zadə, A.Q.Həsənov. Sulaşmış laylardan qalıq neftin çıxarılması məqsədilə yeni kompozisiyanın işlənilməsi..................................................................................

F.M.Hacıyev, N.Ə.Atakişiyeva. "Günəşli" yatağının "Fasilə"lay dəstəsi ilə Xəzər dənizi sularının qatışıqlarının kimyəvi tərkiblərinin tədqiqi.......................................................................................

Ş.P.Kazımov, F.F.Əhməd, Ş.O.Quliyeva. Ferromaqnit hissəciklərinin istifadəsi ilə su axınının tənzimlənməsi.................................................................

NEFTİN VƏ QAZIN NƏQLİ, SAXLANMASI

E.К.Tolepberqenov. "Uzen" yatağında mədən neftinin hazırlanması apparatlarının təmizlənməsinə yeni yanaşma......................................................

А.İ.Əliyeva, R.С.İsayev. Yeraltı qazsaxlama anbarlarında qazın hazırlanma texnologiyasının səmərəliliyinin artırılması.................................

NEFT VƏ QAZ SƏNAYESİNİN İQTİSADİYYATI

Q.Y.Səfərov, S.H.Səlimova. Quyular üzrə fondveriminin müfəssəl təhlilində metodiki yanaşma..................................................................................

FUNDAMENTAL ELMİ TƏDQİQATLAR

O.A.Dışin. Petrova görə parabolik bərabərlik sistemləri üçün başlanğıc –yan məsələlərin gelderov funksiyalarında həlli şərtləri...............................................................................................................

Jurnal redaksiyası:

Baş redaktor F.S.İsmayılov

Icraedici redaktorO.Ə.Zeynalova

İcraedici redaktorun assistenti

G.M.Gözəlov

Nəşrə məsul redaktorR.Ə.Kərimov

Dizayn/QrafikaT.M.Həsənov, R.С.Urucov

M Ü N D Ə R İ C A T

11

16

30

41

46

62

59

6

25

54

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

“Proceedings” had been inclu ded in the list of recommended scientific journals

for publication of PhD&DS thesis’s main conclusions, by the order of the

Supreme Attestation Commission attached to the President of the

Azerbaijan Republic dated 09.07.2004 (minutes №13-R)

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

Journal is indexed by Scopus, Russian Scientific Citation

Index and abstracted by EI’s Compendex, Petroleum Abstracts

(Tulsa), Inspec databases

Tel.: (+994 12) 433 89 60 Fax: (+994 12) 431 87 08

E-mail: ofelya.zeynalova@socar.az http://www.socar.az/ogpiAddress: Baku, AZ1012

H.Zardabi av.88a

An Official Publication of "OilGasScientificResearchProject"

Institute

Frequency: 4 issues per year

RESERVOIR AND PETROLEUM ENGINEERING

Phan Ngoc Trung, Nguyen The Duc. Development of methodology for computer-assisted history matching of fractured basement reservoirs..............................................................

A.M.Salmanov, N.S.Kerimov, G.A.Gamidov. Definition of permeability to oil and gas phases in a bottom-hole zone according to bore-hole surveying.........................................................................

V.J.Abdullayev. Investigation of water injection stimulation based on development process simulation at "Guneshli" field ....................

A.M.Gasimli, S.C.Rzayeva, Y.N.Quluzade, A.Q.Hasanov. The development of new composition for the purpose of production of residual oil from flooded strata.......................................

F.M.Hacıyev, N.A.Atakışhiyeva. Study of formation water mixture chemical composition of "Guneshli" field "Interruption" Suite with Caspian Sea water............................................

Sh.P.Kazimov, F.F.Ahmed, Sh.O.Guliyeva. Control of formation water inflow using ferromagnetic particles....................................

TRANSPORTATION, STORAGE OF OIL AND GAS

E.К.Tolepbergenov. The new method for cleaning of field oil processing units in "Uzen" field.............................................................................

А.I.Aliyeva, R.J.Isayev. Effectiveness increase of technology gas preparation on underground gas storage..................................................

ECONOMY OF OIL AND GAS INDUSTRY

G.A.Safarov, S.G.Salimova. Methodical approach to detailed analysis of well capacity productivity...............................................................

FUNDAMENTAL SCIENTIFIC RESEARCHES

O.A.Dyshin. Solvability conditions at helder’s functions of initial-boundary problems for parabolic dy Petrovsky systems of equations...........................................................................................

Editorial staff:

Editor-in-ChiefF.S. Ismayilov

Managing EditorO.A.Zeynalova

Editorial assistantG.M.Gezalov

Executive EditorR.A.Kerimov

Design/GraphicsT.M.Hasanov,

R.J.Urujov

C O N T E N T S

11

30

41

54

59

6

16

25

46

2012 №1

62

С О Д Е Р Ж А Н И Е

16

30

41

54

59

62

6

11

25

46

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

Решением президиума Высшей Аттестационной Комиссии при

Президенте Азербайджанской Республики от 09.07.2004 года (протокол № 13-R) "Научные труды” включены в перечень рекомендованных научных

изданий для публикации основных результатов диссертаций

Журнал включен в международную систему

цитирования Scopus, Российский Индекс Научного Цитирования и в системы реферирования EI’s Compendex, Petroleum Abstracts

(Tulsa), Inspec

Tel.: (+994 12) 433 89 60 Fax: (+994 12) 431 87 08

E-mail: ofelya.zeynalova@socar.azhttp://www.socar.az/ogpiАдрес: Баку, AZ1012,

пр.Г.Зардаби 88a

Официальное издание НИПИ  "Нефтегаз"

Периодичность издания: 4 выпуска в год

Редакция журнала:

Главный редакторФ.С.Исмаилов

Управляющий редакторО.А.Зейналова

Ассистент управляющего редактора

Г.M.Гезалов

Выпускающий редакторР.А.Керимов

Дизайн/ГрафикаТ.М.Гасанов,Р.Д.Уруджeв

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Фан Нгок Чунг, Нгуен Че Дук. Разработка методологии компьютизированной настройки модели коллекторов с трещиноватыми геологическими фундаментами....................................

А.М.Салманов, Н.Керимов, Г.А.Гамидов. K определению фазовых проницаемостей нефти и газа в призабойной зоне по данным исследования скважин....................................................

В.Д.Абдуллаев. Исследование интенсификации закачки воды на основе моделирования процесса разработки месторождения "Гюнешли".........................................................................

А.М.Гасымлы, С.Д.Рзаева, Е.Н.Гулу-заде, А.Г.Гасанов. Pазработка новой композиции для извлечения остаточных запасов нефти из обводненных пластов....................................................

Ф.М.Гаджиев, Н.А.Атакишиева. Исследования химического состава смеси пластовой воды Свиты "Перерыва" месторождения "Гюнешли" с водой Каспийского моря........................

Ш.П.Казымов, Ф.Ф.Ахмед, Ш.О.Гулиева. Регулирование водопритока с применением ферромагнитных частиц...............................

ТРАНСПОРТ, ХРАНЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА

Е.К.Толепбергенов. Новый подход к очистке аппаратов промысловой подготовки нефти на месторождении "Узень"................

А.И.Алиева, Р.Ж.Исаев. Повышение эффективности технологии подготовки газа на подземных газoхранилищах..................

ЭКОНОМИКА НЕФТЯНОЙ И ГАЗОВОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Г.А.Сафаров, С.Г.Салимова. Методический подход к детальному анализу фондоотдачи по скважинам...................................

ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ НАУЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

О.А.Дышин. Условия разрешимости в гельдеровых функциях начально-краевых задач для параболических по Петровскому систем уравнений.........................................................................................

2012 №1

RESERvoIR AnD PETRolEUM EnGInEERInG

2011 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

6

2012 №1

To obtain better simulation model for fractured basement reservoirs, one of the important research trend is to improve of workflow and method for calibrating model parameters to dynamic data (history matching). Analyzing challenges and solutions in fractured reservoir simulation in general and basement fractured ones in particular, a workflow for calibrating model parameters to dynamic data has been proposed. At each step of the workflow, calibration routine is accomplished using Computer-Assisted History Matching techniques. To perform calibration workflow with five steps by using computer-assisted history matching techniques, three computer programs have been developed. This paper presents our study in developing methodology and accompanied computer toolsKeywords: history matching, fractured basement reservoir, pseudo relative permeability, parameterization, optimization.E-mail: trungpn@vpi.pvn.vnDOI: 10.5510/OGP20120100098

UDC 55:51-7; 622.24

DEVELOPMENT OF METHODOLOGY FOR COMPUTER-ASSISTED HISTORY MATCHING OF FRACTURED BASEMENT RESERVOIRS

Phan Ngoc Trung, Nguyen The Duc (vietnam Petroleum Institute)

1. INTRODUCTIONIn practice, most simulation models for fractured

basement reservoir in vietnam, although have been elaborately developed and well history matched, still give prediction results largely different from reality. This repeated issue leads to a speculation that the traditional history matching workflow and method (with conventional reservoirs) may have points incompatible with the fractured basement reservoirs. Therefore, it is necessary to study for improving methodology of history matching fractured basement reservoirs. The proposed workflow and method for history matching are presented in Section 2. The description of computer programs developed for assisting proposed methodology is presented in Section 3.

2. PROPOSAL OF WORKFLOW AND METHOD

2.1. Selection of dynamic modeling method for fractured basement reservoirs

The descriptions of single-porosity and dual-porosity modeling methods in reservoir simulations can be found in many publications (e.g. [1], [2]). Although the application of dual-porosity models can reproduce some typical behaviors of fluid flow in the natural fractured reservoirs (e.g. [3]-[5]), this kind of modeling method is not selected for reservoir simulations of fractured granite basements in vietnam due to main reasons as follows:

1. Too many parameters of dual-porosity model for our fractured granite basement reservoirs to be determined by using the two medium. In reality, it is very difficult to determine. The high uncertainty of these model parameters can lead to the loss of credibility of prediction results.

2. nowadays computer capabilities are still difficult to meet for simulations of real large reservoirs by using dual-porosity model.

3. The dual-porosity model may not exactly

simulate the behaviors of fluid flow in the fractured granite basement reservoirs. As described by many authors (e.g. [6]), one of the most important properties of fractured granite basement in vietnam is that in which the matrix rock itself have no storage capacity and no permeability for oil. oil is often localized in vugs, micro channels especially in open fractures. Because of the absences of both matrix-to-fracture and matrix-to-matrix flows, it may not be appropriate to apply the dual-porosity model (both single-permeability and dual-permeability idealizations) to the fractured granite reservoirs.

With above-mentioned features, fractured granite basement reservoirs of vietnam should be seen as a porous medium with high heterogeneity and single-porosity model is suitable option for fluid flow simulation at present.

2.2. Calibration workflowThe parameters selected to be calibrated in the

proposed history-matching workflow are aquifer properties, permeability distribution, relative permeability curves, porosity distribution and rock compressibility.

The proposal of the history-matching workflow is based on the following principles:

- The overall calibration stage is first performed, and then the detailed distributions of parameters are adjusted.

- In each stage, the parameters with higher uncertainty are adjusted firstly and then the parameters with lower uncertainty.

It is noted that when the single-porosity model is used for fractured basement reservoir, the pseudo relative permeability curves can not be built. Then these parameters can be considered as to be highest uncertainty.

Considering the above principles, the proposed history matching workflow consists of the following

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

RESERvoIR AnD PETRolEUM EnGInEERInG 7

2012 №1

steps:Step 1: Simultaneously calibrating the pseudo relative permeability curves and the overall degree of permeability anisotropy.Step 2: Simultaneously calibrating the net pore volume, rock compressibility and aquifer parameters.Step 3: Calibrating vertical permeability distribution.Step 4: Calibrating horizontal permeability distributions.Step 5: Calibrating porosity distribution.

2.3. Proposed Calibration methodThe calibration method in each step is developed

using computer-assisted history matching techniques. In this approach, the optimization algorithms are used to find the location corresponding to minima of the objective function which quantify the mismatch between measurement and calculation of the two types of well data: water cut and shut-in pressure. value of the objective function is calculated as the combination of two overall standard deviations (root-mean-square deviations) between measurement and calculation of water rate and shut-in pressure in all wells and at all times that have measured data:

(1)

Where:- ER is the overall standard deviation of water rate

(Equation (2)).- EP is the overall standard deviation of pressure

(Equation (4)).- αR and αP are the weighted factors. The overall standard deviation of the water rate

is determined from the mismatches between the measurement and calculation of all the wells and at all measuring times:

(2)

where j is the index of the well, NW is the number of the wells, i is the index of the measurement times, NOj the number of measurement times of the j th well, qwj,i obs is the measured water rate of the well and qwj,i sim is the calculated water rate of the j th well at the i th measurement time. The denominator in Equation (2),

, represents the number of the water rate measurement data of all wells.

The degree of water rate matching at j-th well is evaluated as follows:

(3)

Similarly, the overall standard deviation of the well pressure between measurement and calculation is calculated according to expression:

(4)

Where pj,i obs is the measured pressure and pj,i sim is the calculated pressure at the i-th measurement time of the j-th well; other symbols have the same meaning as in Equation (2).

The degree of pressure matching at j-th well is evaluated as follows:

(5)

Minimizing the objective function calculated by Equations (1)-(5) means to minimize the mismatches between measurement and calculation of all the wells and at all measurement times. In some cases, to avoid the big difference between modified and initial porosity distributions obtained from geological model, the regularization method is employed with the objective function (1) has the following form:

(6)

where Nx , Ny , Nz are the number of grid cells in the x, y, z directions, and are the initial and modified value of cell porosity, σr is the regularization factor.

The next contents of the paper presents the technical basis of the computer program is designed to support implementation of the proposed workflow and method.

3. TECHNICAL DESCRIPTION OF COMPUTER PROGRAMS FOR ASSISTED HISTORY MATCHING

To perform calibration workflow with five steps as suggested above by using computer-assisted history matching techniques, three computer programs have been developed, including:

1. Program calibrating pseudo relative permeability curves and overall permeability anisotropy (Program 1). This computer program is used in Step 1.

2. Program calibrating reservoir pore volume, rock compressibility and aquifer parameters (Program 2). This computer program is used in Step 2.

3. Program calibrating permeability and porosity distributions (Program 3). This program is used in Step 3, Step 4 and Step 5.

The most important part in the developed computer

( )1

2 2 2 2 2. .R R P PE E Eα α= +

( )122

, ,1 1

1

jNONWobs simj i j i

j iR NW

jj

qw qwE

NO

= =

=

−

=

∑ ∑

∑

1

NW

jj

NO=∑

( )122

, ,1

,

jNOobs simj i j i

iR j

j

qw qwE

NO=

− =

∑

( )122

, ,1 1

1

jNONWobs simj i j i

j iP NW

jj

p pE

NO

= =

=

−

=

∑ ∑

∑

( )122

, ,1

,

jNOobs simj i j i

iP j

j

p pE

NO=

− =

∑

( )

( )

12 2 2 2 2

122

1 1 1

. .

yx z

R R P P

NN Npriornew

r ijk ijki j k

E E Eα α

σ ϕ ϕ= = =

= + +

+ − ∑∑∑

priorijkϕ

newijkϕ

RESERvoIR AnD PETRolEUM EnGInEERInG

2011 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

8

2012 №1

programs uses optimization algorithms for minimizing objective function. The pparameterization techniques are developed and used in the computer program to reduce the number of variables of optimization problems. Detailed descriptions of parameterization techniques, optimization problems, optimization algorithms and geologically consistent method are presented in the following sections.

3.1. Parameterization technique and optimization problem in Computer Program 1

Program 1 is developed to assist in calibrating pseudo relative permeability curves and overall permeability anisotropy (Step 1). Due to importance and high uncertainty of these reservoir attributes, they are selected to adjust first in proposed history matching workflow.

The relative permeability curves show the dependence of the relative permeability on phase saturation. In order to calibrate relative permeability curves, it is necessary to represent these curves by a number of parameters (parameterization). Then the calibration of relative permeability will be performed by adjusting the parameter values.

one of the simplest approaches for parameterization of relative permeability curves is to employ Corey type curves [7]. Using Corey function, the relative permeability of oil and water are presented as follows:

(7)

In general, three parameters (a, b) and the water relative permeability at maximum water saturation (krwmax) are adjusted in history matching for conventional reservoirs. However, for fractured basement reservoir, because of high uncertainty of irreducible water saturation SWC and residual oil saturation Sor, these two parameters should be also adjusted. Therefore, five parameters need to be adjusted for calibration of oil and water relative permeability curves in Corey type for fractured basement reservoirs.

Another approach for parameterization of relative permeability curves has been proposed by Chierci [8]. The Chierici function presents the dependence of relative permeability on saturation in the following form:

(8)

Chierici function has two parameters more than Corey function. There are 7 parameters for calibration of pseudo relative permeability curves for oil and water in fractured basement reservoirs.

Besides these two mentioned types, other function types can be also used for parameterization of relative permeability curves in history matching reservoir model. In the work presented in the paper, approximation

of relative permeability curves in Corey function is employed.

overall calibration of permeability anisotropy is performed by adjusting three multiplying factors for three directional permeability values:

(9)

Where (i, j, k) is the index of grid cells; kx, ky and kz are the permeability values in x, y, z directions respectively; k0 is initial permeability obtained from geological model.

Using above parameterization techniques, simultaneous calibrations of pseudo relative permeability curves and overall permeability anisotropy can be performed by solving the following optimization problem:

Determine the values of 8 parameters: a, b, krwmax, SWC, Sor, λper,x, λper,y and λper,z in order to minimize:

E = E(a, b, krwmax, SWC, Sor, λper,x, λper,y and λper,z) (10)

with E is calculated from Equation (1)The optimization algorithms (presented in

Section 2.5) are used to find the best parameter values (a, b, krwmax, SWC, Sor, λper,x, λper,y and λper,z) and then determine the pseudo relative permeability curves and the permeability anisotropy factors which give the best agreement between measurement and simulation.

3.2. Parameterization technique and optimization problem in Computer Program 2

The values of reservoir pore volume, rock compressibility and aquifer parameters have strong effects on simulated pressure of all well in the reservoir. Therefore, they are simultaneously adjusted in the proposed history matching workflow.

Calibration of the reservoir pore volume is carried out by adjusting a multiplying factor λpor for all grid cell porosity values ϕ(i, j k):

ϕ(i, j k) = λpor ϕ0(i, j k) (11)where ϕ0(i, j k) are the initial porosity values of grid cells (i, j k).

The rock compressibility factor (cpor) can be adjusted without parameterization or using a multiplying factor. In general, reservoir simulators use a value of rock compressibility for a reservoir.

For aquifer parameters, it is assumed that the aquifer position has been determined and the calibrations are only performed for aquifer properties such as thickness, porosity, permeability, angle of influence … The specific parameters may vary depending on aquifer type used in the simulation model. Assuming the aquifer parameters need to be adjusted are λaq,1, λaq,2,…, λaq,N, simultaneous calibration of reservoir pore volume, rock compressibility and aquifer parameters can be performed by solving the following optimization problem:

Determine the values of parameters: λpor, cpor,λaq,1, λaq,2,…, λaq,N, in order to minimize:

E = E(λpor, cpor,λaq,1, λaq,2,…, λaq,N) (12)

( )

( ) max

11

*1

aw or

ro wwc or

bw ow

rw w rwwc or

S Sk S

S S

S Sk S k

S S

− −=

− −

−=

− −

( )

( ) max

exp1

exp *1

bw wc

ro ww or

dw wc

rw w rww or

S Sk S a

S S

S Sk S c k

S S

−

− = − − −

− = − − −

( ) ( )( ) ( )( ) ( )

0,

0,

0,

, , , ,

, , , ,

, , , ,

x per x

y per y

z per z

k i j k k i j k

k i j k k i j k

k i j k k i j k

λ

λ

λ

=

=

=

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

RESERvoIR AnD PETRolEUM EnGInEERInG 9

2012 №1

with E is calculated from Equation (1)3.3. Parameterization technique and optimization

problem in Computer Program 3The parameterization techniques in program 3 are

developed by using the pilot point method. The basis of pilot points as a method of spatial parameter definition is that parameter values are assigned to a set of points distributed throughout the model domain rather the directly to every grid cells of a numerical model. Parameter values are then assigned to the grid cells through spatial interpolation from pilot points to the grid. If we select n pilot points which are centers of grid cells (ip, jp, kp) p = 1,...,n and use n multiplying factors Xp for calibrating the values of permeability (or porosity) for these grid cells:

with p = 1,...,n (13)

Then the permeability (or porosity) values of all grid cells in the model domain will be adjusted as follows:

with (14)

where X(i, j, k) is calculated by spatial interpolation form the factors Xp.

By using the parameterization technique described by Equations (13)-(14), calibrations of permeability or

porosity distributions can be performed by minimizing the function:

E = E(X1, X2,...,Xn) (15)

3.4. Optimization algorithms in 3 computer programsSeven conventional optimization algorithms can

be selected to be used in three developed computer programs, namely:

1. Steepest descent method ([9]-[11]).2. Gauss-newton method ([12]-[13]).3. Simultaneous Perturbation Stochastic

Approximation Method-SPSA method ([15]-[17]). 4. SIMPlEX method ([11], [14]).5. Direction Set Methods ([13], [18]).6. Conjugate Gradient Method) ([9]-[11])7. variable metric methods ([11], [19])The detailed descriptions of the listed algorithms

can be found in the references.

4. CONCLUSION

A workflow for history matching of fractured basement reservoir simulation models has been proposed. The method adjusting parameters is developed based on computer-assisted history matching techniques.

Three computer programs have been built to perform the proposed history matching workflow and method.

References

1. J.Bear. Dynamics of fluids in Porous Media. new York: Elsevier Pub., 1975.2. C.C.Mattax, R.L.Dalton. Reservoir Simulation //SPE Monograph. -1990. -vol.13.3. R.Aguilera. natutal Fractured Reservoir. Tulsa: Pennwell Publishing Company, 1995.4. T.Golf-Racht. Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering. new York, Elsevier

Pub., 1982.5. P.Lemonirer, B.Bourbiaux. Simulation of natural Fractured Reservoirs: State of Art – Part

1: Physical Mechnisms and Simulator Formulation //oil and Gas Science and Technology. -2010. -vol. 65. -P. 239-262.

6. Ngo Thuong San, Cu Minh Hoang. Reservoir Quality of Fractured Basement in Cuu long Basin //9th Science & Technology Conference. vietnam: Ho Chi Minh City University of Technology, 2005.

7. A.T.Corey. The interrelation between gas and oil relative permeabilities //Producers Monthly. -1954. -vol.19. -№1. -P. 38–41.

8. G.L.Chierici. novel relations for drainage and imbibition relative permeability, Soc. Petrol. 1981. Engr. Jour. 275–276.

9. J.Stoer và Bulirsch. Introduction to numerical Analysis. new York: Springer-verlag, 1980.

10. E.Polak. Computational Methods in optimization. new York: Academic Press, 1971.11. W.H.Press, P.A.Teukolsky, W.T.Vetterling, B.P.Flannery. numerical Recipes in Fortran:

The Art of Sciencific Computing. new York: Cambridge University Press, 1992.12. J.E.Denis, R.B.Schanabe. numerical Methods for Unconstrained optimization and

nonlinear Equations. Englewood Cliffs: Prentice Hall, 1983.13. F.S.Acton. numerical Methods That Work. Washington: Mathematical Assosiation of

America, 1970.14. J.A.Nelder, R.Mead. A simplex method for function minimization //Computer Journal.

-1965. -P.308–313.15. J.C.Spall. Multivariate Stochastic Approximation Using a Simultenous Perturbation

Gradient Approximation //IEEE Transactions Automatic Control, -1992. -vol. 37. -P.244.16. J.C.Spall. An overview of the Simutaneous Pertubation Method for Efficient

optimization //Johns Hopkins APl Tecnical Digest. -1998. -vol.19, -P. 482-492.

0( , , ) ( , , )p p p p p p pi j k X i j kψ ψ=

0( , , ) ( , , ). ( , , )i j k X i j k i j kψ ψ= , ,i j k∀

RESERvoIR AnD PETRolEUM EnGInEERInG

2011 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

10

2012 №1

Разработка методологии компьютизированной настройки модели коллекторов с трещиноватыми геологическими

фундаментами

Фан Нгок Чунг, Нгуен Че Дук (Вьетнамский Институт Нефти)

Резюме

Одной из важных тенденций исследования для получения лучшей имитационной модели коллекторов с трещиноватым фундаментом, является совершенствование тех-нологического процесса и метода калибровки параметров моделей с использованием динамических данных (восстановление истории). На основе анализа проблем и решений при моделировании трещиноватых коллекторов в целом и коллекторов с трещинова-тым геологическим фундаментом в частности, была предложена технология калибровки параметров модели с использованием динамических данных. На каждом этапе рабочего процесса, калибровка выполняется с помощью Метода Kомпьютизированной Настройки Модели. Для выполнения процесса калибровки в пять этапов, используя метод автома-тизированной настройки модели, разработаны три компьютерные программы. Данная статья представляет наше исследование в области разработки этой методологии и соот-ветствующих вычислительных средств.

Çatlı geoloji fundamentli kollektorların modelinin kompyüter sazlanması metodologiyasının işlənib hazırlanması

Fan Nqok Çunq, Nquyen Çe Duk(vyetnam neft İnstitutu)

Xülasə

Çatlı fundamentli kollektorların ən yaxşı imitasiyamodelinin alınması üçün tədqiqatın ən vacib tendensiyalarından biri texnoloji proseslərin və dinamik məlumatlardan (tarixi bərpa etmək) istifadə etməklə modellərin parametrlərinin kalibrlənməsi üsulunun təkmilləşdirilməsidir. Bütövlükdə çatlı fundamentli kollektorların və xüsusilə çatlı geoloji fundamentli kollektorların modelləşdirilməsində, problem və qərarların təhlilinə əsaslanan dinamik məlumatlardan istifadə etməklə modelin parametrlərinin kalibrlənməsi texnologiyası təklif edilmişdir. İş prosesinin hər bir mərhələsində kalibrlənmə, Modelin Sazlanmasının Avtomatlaşdırılması Üsulunun köməyi ilə yerinə yetirilir. Modelin Sazlanmasının Avtomatlaşdırılması Üsulundan istifadə etməklə kalibrlənmə prosesinin beş mərhələdə yerinə yetirilməsi üçün 3 (üç) kompyüter proqramı işlənib hazırlanmışdır. Məqalə, bu metodologiyanın işlənib hazırlanması və uyğun hessblama vasitələri sahəsində bizim tədqiqatları təqdim edir.

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

11РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

Как показывает практика разработки нефтегазовых месторождений, в процессе эксплуатации давление на забое скважины падает ниже давления насыщения и выделяется растворенный в нефти газ. В процессе разработки текущий контакт Рпл = Рнас расширяется и в зоне Рпл > Рнас фильтруется однородная жидкость, а в зоне Рнас > Рс - газированная жидкость. В процессе разработки в призабойной зоне количество выделившегося газа увеличивается, что создает дополнительные сопротивления притоку нефти и в результате фазовая проницаемость по нефти уменьшается, т.е. ведет к падению дебита скважины. В статье изучается изменение нефтенасыщенности и фазовых проницаемостей газированной жидкости в случаях, когда на первоначальном контуре пластовое давление выше давления насыщения, а на забое скважины ниже давления насыщения. Полученные формулы дают возможность по данным исследо-вания скважин и пластов, апроксиммируя кривые фазовых проницаемостей нефти и газа линейными зависимостями, найти текущую нефтенасыщенность. На основе предложенной методики были построены кривые фазовых проницаемостей Свиты "Перерыва" (СП) место-рождения "Гюнешли", а также динамика фазовых проницаемостей в период разработки зале-жи. Сделаны практические выводы и рекомендации.Ключевые слова: месторождение, фазовая проницаемость, пласт, режим, призабойная зона, разработка, давление насыщения, угловой коэффициент, исследование, нефтеотдача, газовый фактор, изобараАдрес связи: nizami.kerimov@socar.azDOI: 10.5510/OGP20120100099

УДК 622.279.5:550.064.45

К ОПРЕДЕЛЕНИЮ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

А.М.Салманов, Н.С.Керимов, Г.А.Гамидов(НИПИ "Нефтегаз")

Практика разработки нефтегазовых скважин показывает, что в процессе эксплуатации в приза-бойной зоне скважин давление падает ниже давле-ния насыщения (т.е. Pпл < Pнас) и начинается интен-сивное выделение растворенного в нефти газа, в следсвии чего образуется поток двухфазной смеси, в то время как на контуре питания пластовое дав-ление значительно выше, чем давление насыщения, т.е. Pк > Pнас.

В зависимости от условий разработки нефтяной залежи, возникают различные режимы ее работы. Во многих случаях при разработке нефтегазовых месторождений вследствие изменения термодина-мических условий, в нефтяных пластах возникают сложные фильтрационные течения, массообмен между фазами фильтрующихся жидкостей и газов. Естественно, это связано с изменением текуще-го распределения нефтенасыщенности и эффек-тивных фазовых проницаемостей газонефтяных и водяных фаз разрабатываемых пластов.

По мере эксплуатации скважин в призабойной зоне количество выделившегося газа увеличивается, что создает дополнительные сопротивления прито-ку нефти и в результате фазовая проницаемость для нефти уменьшается. Анализ результатов показате-лей разработки месторождения "Гюнешли" в сква-жинах № 254, 256 СП (рис.1) и № 113, 193 Х гори-зонта (рис.2) выявил, что с увеличением газового фактора дебит скважины значительно снизился, что связано с уменьшением фазовой проницаемости притекающей к скважине нефти, а также с измене-нием текущей нефтенасыщенности и увеличением газовой фазы [1, 2].

При этом возникает необходимость осуществле-ния контроля и регулирования процесса вытесне-ния жидкости к забою скважины. Бурение для этой цели специальных контрольных скважин, отбор керна для определения насыщенности отдельных фаз практически исключается из-за больших рас-ходов и средств. Кроме того, указанный способ имеет еще один недостаток - он не дает возмож-ность оценить текущую насыщенность в точке проходки скважины. Указанные недостатки также присущи и к геофизическим методам определения нефтенасыщенности по данным контрольных сква-жин. Наиболее приемлемым в этом отношении является гидродинамический метод оценки насы-щенности пород и их фазовых проницаемостей.

Контроль за нефтенасыщенностью порово-го пространства определяется законами течения многофазной (двухфазной) жидкости, перепада давления, изменения температуры, а также кон-центрацией компонентов флюидов и физических параметров среды.

Расчетные формулы дебитов и давлений, при фильтрации жидкостей к скважинам, расположен-ных прямолинейными и круговыми рядами были даны в работах [1-4]. В этих работах рассматрива-лось решение прямых задач. При течении одно-фазной жидкости существует односвязанная или многосвязанная область, ограниченная изобарами, на которых давления равны Рк и Рнас. Внутри этих областей также существуют некоторые многосвя-занные области, ограниченные изобарами давле-ний Рнас и Рс, по которым движется газированная жидкость.

2012 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

12 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

Рис.1 Динамика годового дебита нефти и газового фактора скважин СП месторождения "Гюнешли"

Полосообразная залежьРассмотрим нефтяную залежь однородную по

проницаемости и мощности, эксплуатируемую при постоянных и одинаковых во всех рядах забойных давлениях Рс < Рнас. На контуре питания соблюдается условие Рк > Рнас [1]. В этом случае исходя из условий неразрывности потока, для дебита скважин полу-чим формулу [1, 2]:

(1)

где ϖн - внутреннее сопротивление рядов скважин. В случае одной скважины ϖн = 0, Н – функция Христиановича, используемая из соотношения [3],

(2)

учитывая его в (1) получим:

(3)

где

ρк, ρc – насыщенность на контуре и забое скважины; β - объемный коэффициент;Fн(ρ) – фазовая проницаемость нефти, Дарси;µн – вязкость, сП;к –проницаемость, Дарси; h – мощность пласта, м;δ - ширина залежи, м;Lф – расстояние от скважины до контура нефте-

носности, м.После некоторых преобразований (3), получим:

(4)

Введя следующие обозначения:

где ; (5)

; (6)

Выражение (4) приводится к следующему линей-ному уравнению: Y = B + APс (7)

Построив данные исследования скважин в координатах Y от f(Pc) получим прямую линию. Определив угловой коэффициент прямой линии А

( ) ,нF p∆Η

=∆Ρ

( ) ( )

( )

2 2

2к нас нас сн ф

нас сф

kh kh aQ Р Р P РL L

khb Р РL

δ δµ β

δ

= − + − +

+ −

( )( ) ( )

( )( ) ( )

н к н с

нас н нас с н с

нас с

F FР Р Р Р

аР Р

ρ ρβ µ β µ

−

=−

( )

( )( )1

2 2

к сн ф

нас с

нас сф ф ф

khQ Р РL

YР Р

kh kha khаb Р РL L L

δµ β

δ δ δ

− −

= =−

= − + +

( )

( )к с

н ф

нас с

khQ Р РL

YР Р

δµ β

− −

=−

12 насф

kh aB b PLδ

= − +

( )( ) ( )

( )( ) ( )

( )( ) ( )

н н н с

н к нас н нас нас снас

нас снас н нас

F FF Р Р Р Р

b РР РР Р

ρ ρρ β µ β µ

β µ

−

= − ⋅−

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

11019

86

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

Года

Неф

ть,

ты

с.т

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

Газо

вый

фак

тор

, млн

.м3

скважина №113 - нефть скважина №193 - нефть

скважина №113 - газовый фактор скважина №193 - газовый фактор

( )к нас н нас сн ф э

khQ P P Н НL

δ βµµ β ω

= − + −

( ) ( )2 22нас с нас с нас саН Н Р Р b Р Р− = − + −

фLkhaА

2δ

+=

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

13РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

и отрезок отсекаемой от оси ординат В имеем два уравнения для нахождения фазовых проницаемо-стей на забое и на текущем контуре давления, кото-рая равна давлению насыщения:

(8)

Учитывая эти выражения и после некоторых пре-образований получим следующую систему уравне-ний:

(9)

где - или

или

(10)

Решая систему уравнений (10) находим фазовые проницаемости на забое скважины и на линии пла-стового давления насыщения:

(11)

(12)

Зная газовый фактор, а также S(P), µн(Р), β(Р) находим ψ(Р) для различных Р.

(13)

где ψ(ρ) - отношение фазовых проницаемостей газа и нефти при данной насыщенности.

Зная ψ(ρ) при давлении находим FГ(ρ) = ψ(ρ)Fн(ρ) соответственно для забойного и контурного давле-ния.

Круговая залежьКоличество притока жидкости в зоне Рк > Рнас

определяется по формуле [2]:

(14)

А в зоне пластового давления ниже давления насыщения в виде [3]:

(15)

Общий приток газированной жидкости к сква-

Рис.2. Динамика годового дебита нефти и газового фактора скважин Х горизонта месторождения "Гюнешли"

( )( ) ( )

( )( ) ( )

2

н н н с

н к н к с с

ф нас с

F FР Р Р Рkhtg

L Р Р

ρ ρβ µ β µδα

−

= − ⋅−

( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )

1 2

1 2

ф нас сн с н нас

ф нас сн с н k

BL Р Рm F m F

khBL Р Р

n F n Fkh

ρ ρδ

ρ ρδ

−= −

− = −

( )( ) ( )1

н с

с н с

Fn

Р Рρ

β µ=

( )( ) ( )2

н k

к к

Fn

Р Рρ

β µ=

( ) ( )1k

c c

mP Pρ

µ β= ( ) ( )2

c

нас нас

mP Р

ρµ β

= −

( ) ( )( ) ( )

1 2 1

1 2 2н с н нас

н с н нас

m F m F С

n F n F С

ρ ρ

ρ ρ

− =

− =

( ) ( )( ) ( )Г am

н

Р Г SР

µ ρψ ρ

µ ρ β ρ

− =⋅

( )2

2

ln

c

нас

kh H HQ

RC

R

π −=

+

0

14

28

42

56

70

84

98

112

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

Года

неф

ть,

ты

с.т

0

300

600

900

1200

1500

1800

2100

2400

Газо

вый

фак

тор

,млн

.м 3

скважина №254 - нефть

скважина №256 - нефть

скважина №254 - газовый факторскважина №256 - газовый фактор

( )1 2

2 2 2 2 1 2

2 1 1 21 2

1 2

н c

c mc n c m c n

Fm n m nm m

n n

ρ

−− −

= =−−

−

( )1 1

2 2 1 2 2 1

2 1 1 21 2

1 2

н нас

m cn c m c n c

Fm n m nm m

n n

ρ

++ −

= =−−

−

( )1

2

ln

k нас

ф

нас

kh P PQ

RC

R

π −=

+

2012 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

14 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

жине выражается в виде:

(16)

С учетом выражений А.В.Зиновьевой [3] имеем:

(17)

Принимая обозначение

и получим линейное уравне-

ние в виде: Y = ĉ + iPc (18)

где

После некоторых преобразований для отделения Fн(ρнас) и Fн(ρс) получим следующую систему урав-нений:

Fн(ρнас) - Fн(ρс) = ϖ1 Fн(ρс)Рнас - Fн(ρнас)Рс = ϖ1 (19)

ϖ1 = 2i(Pнас - Pс) ; ϖ2 = (ĉ + 1 - i Pнас)(Pнас - Рс);

Из системы (19) определяем Fн(ρнас) и Fн(ρс) в виде:

(20)

Для определения фазовых проницаемостей имеем:

(21)

В период разработки происходит падение пла-стового давления ниже давления насыщения, в этом случае участки кривых фазовых проницаемостей в достаточной степени адекватно аппроксиммируют-ся отрезками прямых:

Fн(ρ)=mнρ-nн FГ(ρ)=nГ - mqρ , (ρi < ρ < ρi+1) (22)При заданном значении выражения из системы

(22) находим нефтенасыщенность ρн в виде [5]:

(23)

Найденное значение для ρ подставляя в (22) находим зависимости фазовых проницаемостей от нефтенасыщенности. Из уравнения притока для

нефтяной фазы определяем:

(24)

Принимая Fн(ρс) согласно (24) получим линей-ное уравнение в следующем виде:

(25)

где R(ρс) – газовый фактор на забое скважины.Построив индикаторную зависимость в прямо-

линейной координатной системе находим неиз-вестные параметры в виде:

A = µ0nГ - Bnн , B = µ0mГ/mн (26)Используя качественные характеристики мно-

гочисленных экспериментальных диаграмм фазо-вых проницаемостей находим прямолинейные зависимости между nн, mн, nq, mq.

Предложенная методика позволяет опреде-лить технологические показатели разработки на прогнозный период и имеет важное практическое значение для определения фазовых проницаемо-стей при оценке конечных коэффициентов нефте-отдачи при смешанном режиме.

Фазовая проницаемость нефти, в настоящее время, в центральной зоне значительно ниже, чем в юго-западной, фазовые проницаемости газа в центральной зоне увеличиваются по сравнению с юго-западной зоной. Указанная особенность разработки залежи тесно связана с режимом их эксплуатации. Залежь с двумя продольными нарушениями разделена на три зоны, которые разрабатываются разными режимами и темпами отбора.

Центральная зона охватывает блоки vII-X и разрабатывается в основном на режиме раство-ренного газа. В Х блоке на процесс разработки значительное влияние оказывает газовая шапка. В этой зоне в период разработки (1980 - 2010 гг.) значительно уменьшилось пластовое давление и нефтенасыщенность. В юго-западной зоне (блоки XI-Xv), в настоящее время, на поддержание пла-стового давления, кроме активного продвиже-ния законтурной воды, существенное влияние оказывает закачка воды. С начала заводнения (СП, 1986 года) до 01/01/2010 г. в залежь закачано 16590.8 тыс.м3 воды. Режим разработки этой зоны является смешанным. Анализ текущего состояния СП показывает, что пластовое давление и нефте-насыщенность юго-западной зоны относительно центральной зоны падает низкими темпами. В результате чего фазовые проницаемости нефти и газа в призабойных зонах скважин значительно отличаются. С целью увеличения добычи нефти в скважинах работающих с большими газовыми факторами необходимо применить способ регу-лирования процесса разработки с увеличением фазовой проницаемости для нефти.

; 12 2 нас

a ai tg c b Pµβ µβα µβ− −

= = = − +

12 , насc iPia b

µβ µβ

−− − + −= =

( )

( ) ( )

1

1 2

н с нас

н нас нас с

F c iP

F c i Р Р

ρ

ρ

−

−

= + +

= + + −

( )( )

n Г

n Г

n nm mψ ρ

ρψ ρ

+=

+

( ) 00

н n nн с

c

dqF

dPµ β

ρη−

= ⋅

( ) ( ) ( )Г н с с н сн

BF R A BF

Bρ ρ ρ⋅ = −

( ) ( )2

ln

k нас c

ф

с

kh P P H HQ

RC

R

π µβµβ

µβ

− + −=

+

( )( ) 1 2 2

k нас

нас сk нас

Q P P a аM b P РP P

µβ µβµβ− −

= − + + −

2

ln фс

khMR

CR

π

µβ

−

=

+

( ) ( ) ( )( ) ( )

1 2

1н нас нас нас с

н с с нас

F c i Р Р

F c iP

ρ ψ ρ

ρ ψ ρ

− = + + − = + +

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

15РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

Литература

1. М.Д.Розенберг, А.А.Боксерман. Об определении добавочных фильтрационных сопротивлений при давлении на контуре выше давления насыщения и забойных давлениях ниже давления насыщения //Труды ВНИИнефть. - 1958. -№ 12

(M.D.Rozenberg, A.A.Bokserman. ob opredelenii dobavochnyh filtratsionnyh soprotivleniy pri davlenii na konture vishe davleniya nasishcheniya i zaboynih davleniyah nizhe davleniya nasishcheniya //Trudy vnIIneft. - 1958. -№12)

2. Г.А.Гамидов. Теоретические и практические основы разработки морских нефтегазовых месторождений Азербайджана при пластовом давлении ниже давления насыщения //Диссертация на соискание ученой степени док-тора технических наук. Баку: 2009.

(G.A.Hamidov. Teoreticheskiye i prakticheskiye osnovy razrabotki morskih neftegazovyh mestorojdeniy Azerbaydjana pri plastovom davlenii nije davleniya nasisheniya //Dissertatsiya na soiskaniye uchenoy stepeni doktora tekhnicheskih nauk. Baku: 2009)

3. А.А.Зиновьева. Приближенный метод расчета притока газированной нефти к скважинам с учетом реальных свойств пластовых нефтей //Труды ВНИИнефть. -1954. -№ 6. -С.254-269.

(A.A.Zinovyeva. Priblijenniy metod rascheta pritoka gazirovannoy nefti k skvajinam s uchetom realnih svoystv plastovyh neftey //Trudy vnIInyeft. -1954. -№ 6. -S.254-269.)

4. А.М.Кулиев, В.Н.Аллахвердиев, Н.В.Касумов. Разработка методов комплексной интерпретации данных гидротермо-динамических исследований нефтяных и газоконденсатных месторождений. Б.: Элм. 2009.

(A.M.Kuliyev, V.N.Allahverdiyev, N.V.Kasumov. Razrabotka metodov kompleksnoy interpretatsii dannyh gidrotermodinamicheskih issledovaniy neftyanyh i gazokondensatnyh mestorozhdeniy. B.: Elm. 2009)

5. И.А.Насруллаев. Исследование прямых и обратных задач фильтрации с целью контроля разработки нефтегазовых месторождений при упругом режиме //Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Баку: 1999.

(I.A.Nasrullayev. Issledovaniye pryamyh i obratnyh zadach filtratsii s tselyu kontrolya razrabotki neftegazovyh mestorojdeniy pri uprugom rejime //Dissertatsiya na soiskaniye uchenoy stepeni doktora tekhnicheskih nauk. Baku: 1999)

Definition of permeability to oil and gas phases in a bottom-hole zone according to bore-hole surveying

A.M.Salmanov, N.S.Kerimov, G.A.Gamidov("oilGasScientificResearchProject" Institute)

Abstract

As demostrated in development of oil and gas fields, in the process of exploitation pressure at bottom hole conditions may fall below bubble point pressure and gas dissolved in oil is liberated. Eventually the pressure Рres = Рbp is reached so in the zone where Рres > Рbp there is a single phase liquid and in zone Рbp > Рbhp - gas cut fluid could be produced. The bottom hole performance history shows an increase in free gas production, reducing oil mobility and oil production rates. The article details the variation of oil saturation and permeability to phases of gas cut fluid in cases, in cases where the initial fluid id undersaturated but the flowing bottom hole pressure is below bubble point. The formulas give the ability to approximate oil and gas phase-permeability curves linear dependences and to find a current oil saturation according to bore-hole surveying and formations. on the basis of the proposed method, phase-permeability curves of "Interruption" Suite from the "Guneshly" field and also dynamics of permeability to phases in reservoir development have been constructed. Practical deductions and recommendations are drawn.

Quyu tədqiqatlarının göstəricilərinə görə quyudibi zonada neftin və qazın faza keçiriciliyinin təyini

Ə.M.Salmanov, N.S.Kərimov, H.A.Həmidov("neftqazelmitədqiqatlayihə" İnstitutu)

Xülasə

neftqaz yataqlarının işlənməsinin təcrübəsi göstərir ki, onlar istismar olunduqca quyudibi təzyiq doyma təzyiqindən aşağı düşür və neftdə həll olunmuş qaz ayrılır. Işlənmə zamanı keçdikcə, carı kontakt Pl = Pdoy genişlənir və Pl > Pdoy zonasında bircinsli maye, Pdoy > Pqd zonasında isə qazlı maye süzülür. İşlənmə dövründə quyudibi zonada ayrılan qazın miqdarı artır, bu da neft axınının əlavə müqavimətini yaradır və nəticədə neftə görə faza keçiriciliyi azaldığından, quyu debiti də aşağı düşür. Məqalədə ilkin konturda həm lay təzyiqi doyma təzyiqdən yüksək, həm də quyudibi təzyiq doyma təzyiqdən aşağı olduğu hallarda qazlı mayenin neftlədoymasının və faza keçiriciliyinin dəyişməsi öyrənilmişdir. Alınmış düsturlar neft və qazın faza keçiriciliklərinin əyrilərini xətti asılılıqlarla approksimasiya edərək, quyuların və layların tədqiqatlarının göstəricilərinə görə cari neftlədoymanı tapmağa imkan yaradır. Təklif olunan metodika əsasında "Günəşli" yatağının FlD-nin faza keçiriciliklərinin əyriləri və yatağın işlənmə dövründəki dinamikası qurulmuşdur.

2012 №1 ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ

16 РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

Структура месторождения "Гюнешли" была выявлена в 1958-1963 г.г. в результате проведенных сейсморазведочных работ. Начиная с 1977 года на месторождении прововодились работы по глубоко-му бурению и впервые в 1979 году скв.4 (дебит 230 т/сут.) вскрыла месторождение (Х горизонт). В 1980 году скв.6 вскрыла СП и начала эксплуатироваться фонтанным способом (дебит нефти 320 т/сут.).

В первые годы разработки СП темп ввода сква-жин в эксплуатацию составлял 4-5 скважин в год. Начальный дебит скважин составлял 350-450 т/сут. Постепенно интенсификация добычи нефти и газа из СП привела к значительному росту темпа годо-вой добычи (рис.1).

С начала разработки СП пробурены 164 добыва-ющие скважины. В основном бурение этих скважин проводилось на юго-западном крыле и северо-вос-точной периклинали складки. По разным причи-нам большая часть добывающих скважин была воз-

вращена в верхние горизонты и ликвидирована. В настоящее время (на 01/01/2012 г.) действует 70 экс-плуатационных скважин, среднесуточная добыча по одной скважине составляет по нефти - 140 т, по жидкости - 160 т, по попутному газу - 31.1 тыс.м3 соответственно (рис.2). Начальные дебиты скважин снизились более чем в 2 раза. Средний газовый фактор по пласту составляет 180 м3/т, а степень обводненности продукции - 17% (рис.3). Однако, в процессе разработки газовый фактор в некоторых скважинах вырос до 2000-3000 м3/т. Очень высо-кий газовый фактор, наблюдаемый в центральной части месторождения, свидетельствует о падении пластового давления ниже давления насыщения и отделении газа от нефти в пласте. Наблюдаемое на этом участке расширение газовой "шапки", образо-вавшейся в процессе разработки месторождения, приводит к попаданию свободного газа в нефтяные скважины. Понижение среднего пластового давле-

ния по месторождению с 32.0-35.0 до 12.0-16.0 МПа, свидетельствует о росте роли режима растворённого газа на этих площадях. Это, в свою очередь, отрицательно сказывается на конечной нефтеотдаче месторож-дения.

C 1986 года, с целью поддержания пластового давления, начали при-менять законтурный способ закачки воды в СП. Неудовлетворительная система водоочистки и размещение нагнетательных скважин не по всему периметру горизонта, стали при-чиной низкой эффективности про-цесса. Так как на начальных этапах разработки бурение добывающих скважин проводили на южной и юго-западной частях горизонта, к

УДК 622.276; 622.279

ИССЛЕДОВАНИЕ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ЗАКАЧКИ ВОДЫ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА

РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ "ГЮНЕШЛИ"

В.Д.Абдуллаев(НИПИ "Нефтегаз")

Свита "Перерыва" (СП) является базовым горизонтом месторождения "Гюнешли". В целях уве-личения добычи нефти, для обеспечения равномерного продвижения водонефтяного контакта и уменьшения темпа снижения пластового давления необходимо интенсифицировать процесс закачки воды. Осуществление процесса закачки воды, как и другие геолого-технические меро-приятия, требует больших затрат, поэтому предварительное гидродинамическое моделирование указанного процесса с целью прогноза основных показателей имеет важное значение. С помощью современного программного обеспечения было произведено моделирование процесса разработ-ки горизонта СП месторождения "Гюнешли", предложены новые нагнетательные скважины в целях интенсификации процесса закачки, определен оптимальный объем закачки. В результате проведенных гидродинамических расчетов было спрогнозировано влияние закачки на показатели разработки и установлена эффективность процесса.Ключевые слова: месторождение, разработка, эксплуатация, закачка, гидродинамическая модель, давление, добыча, прогноз.Адрес связи: v.abdullayev@socar.azDOI: 10.5510/OGP20120100100

Рис.1. Динамика основных показателей разработки

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015Года

Доб

ыча

неф

ти,

вод

ы,

жид

кост

и, т

ыс.

т

0

300

600

900

1200

1500

1800

Доб

ыча

газа

, млн

.м3

Добыча нефти Добыча водыДобыча жидкости Добыча газа

ELMİ ƏSƏRLƏR w PROCEEDINGS w НАУЧНЫЕ ТРУДЫ 2012 №1

17РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2012 №1

процессу закачки, в первую очередь, приступили именно с этих частей. Несмотря на поочередную разра-ботку СП добывающими скважина-ми (в первую очередь эксплуатация проводилась в нижней части СП), закачка в нагнетательных скважинах проводилась в нижней, верхней, а некоторыми скважинами по всей толщине объекта, что привело к трудностям в управлении процес-сом закачки и снижению эффектив-ности процесса.

В настоящее время, продолжают действовать всего 3 нагнетательные скважины (все три расположены на юге месторождения), с помощью которых в СП нагнетается 1345 м3/сут. воды. С начала разработки в СП было зака-чано 18000 тыс.м3 воды. Сведения об объеме закачанной воды в СП по годам и скважи-нам даны на рисунках 4 и 5. Следует отметить, что с целью компенсации добытой жидкости, поддер-жания стабильного пластового давления и добычи в СП не было закачано достаточного объема воды. Компенсация добытой жидкости водой за 2011 год составила всего 16.6%, а с начала разработки 14% соответственно, что в свою очередь стало при-чиной падения пластового давления и снижения нефтеотдачи скважин, чрезмерного роста газового фактора в скважинах центральной части место-рождения. На рисунке 6 приведена динамика ком-пенсации добытой жидкости закачанной водой. Надо отметить, что с начала разработки 70% зака-чанной в пласт воды приходится на южную и юго-западную части месторождения. В целях увеличе-ния нефтедобычи, обеспечения равномерного про-движения водо-нефтяного контакта и снижения темпа падения пластового давления, необходимо интенсифицировать процесс закачки воды [1-3].

Так как в процессе разработки нефтяных и газо-вых месторождений бурение скважин, различные методы воздействия на пласт и другие геолого-технические мероприятия требуют значительных финансовых вложений, очень важно раннее прогнозирование результа-тов проводимых работ на любом этапе процесса разработки. Процесс закачки воды, как и другие геолого-технические мероприятия, требует значительных затрат, поэтому про-гнозирование его результатов очень важно.

При помощи программных средств IRAP RMS и vIP был смодели-рован процесс разработки СП место-рождения "Гюнешли". Для интен-сификации процесса закачки были предложены новые нагнетательные скважины и определен оптимальный объем закачиваемой воды.