Удосконалення методів інтерпретації результатів гідродинамічних досліджень продуктивних пластів за кривими відновлення тиску

Abstract

Дисертацію присвячено підвищенню точності оцінки ємнісно-фільтраційних характеристик продуктивних колекторів за результатами інтерпретації гідродинамічних досліджень свердловин за кривими відновлення тиску (КВТ). Проаналізовано сучасний стан методів інтерпретації гідродинамічних досліджень продуктивних пластів за КВТ. Відзначено їх недоліки, що полягають в обґрунтуванні гідродинамічних моделей продуктивних пластів, побудові оцінок параметрів, в тому числі в умовах інформаційної невизначеності. З урахуванням інформації про точність вимірювальних приладів удосконалено методи інтерпретації гідродинамічних досліджень свердловин за КВТ, які зводиться до вибору найбільш адекватної моделі пласта з деякого класу гідродинамічних моделей за критерієм максимуму функції правдоподібності. Для побудови оцінок фільтраційних параметрів пластової системи використовуються критерій функції правдоподібності і критерії, які основані на характеристиках матриці коваріацій цих оцінок. Розроблено алгоритми інтерпретації КВТ нафтових і газових пластів, проведено їх апробацію в промислових умовах з метою оцінки ефективності технологічних заходів на свердловинах, уточнення чи коригування запасів вуглеводнів.

Диссертация посвящена повышению точности оценки фильтрационноемкостных свойств продуктивных коллекторов по результатах интерпретации гидродинамических исследований скважин с помощью кривых восстановления давления (КВД). Проанализировано современное состояние методов интерпретации гидродинамических исследований продуктивных пластов по КВД. Отмечено их недостатки, которые состоят в обосновании гидродинамических моделей продуктивных пластов, построении оценок параметров, в том числе в условиях информационной неопределенности. С использованием информации о точности измерительных приборов усовершенствовано методы интерпретации гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин с помощью КВД, которые сводятся к выбору наиболее адекватной модели пласта из некоторого класса возможных гидродинамических моделей по критерию максимума функции правдоподобия. Для построения оценок фильтрационных параметров пластовой системы использовано критерий функции правдоподобия и критерии, основанные на характеристиках матрицы ковариаций этих оценок. Разработано алгоритмы интерпретации КВД нефтяных и газовых пластов, включающие: анализ данных измерений, обоснование диагностических ознак и формирование класса возможных гидродинамических моделей продуктивного пласта; выбор с помощью критерия максимума функции правдоподобия наиболее адекватной гидродинамической модели; обоснование критерия и с учетом информации о точности приборов построение оценок параметров пласта для наиболее адекватной модели; построение матрицы ковариаций оценок параметров пласта. Эффективность алгоритмов интерпретации КВД подтверждена результатами обработки данных гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин на месторождениях юго-восточной части Днепрово-Донецкой впадины (ДДВ) с помощью модифицированного метода Хорнера и метода логарифмической производной D. Воurdet. Приведены рекомендации для применения результатов интерпретации гидродинамических исследований в задачах принятия решений: построение статистических оценок параметров пласта, формулирование и проверка статистических гипотез, моделирование гидродинамических процессов в технологиях активного воздействия на пласт и построение статистической модели принятия решений. На примере некоторых месторождений ДДВ дана оценка влияния технологических мероприятий (соляно-кислотной обработки) на эффективность добывающих скважин. На основании интерпретации гидродинамических исследований продуктивных пластов уточнены постоянно действующие геолого-технологические модели Машевского и Новониколаевского месторождений.

The dissertation deals with accuracy improvement in evaluation of storage and flowing properties of productive reservoirs from the hydrodynamic well testing results using pressure build-up (PBU) curves. It has reviewed the current status of interpretation methods applicable to hydrodynamic testing of productive reservoirs from PBU curves. It has tagged their drawbacks which concern the justification of reservoir simulation model and generation of parameter estimates including those in the situation of information uncertainty. With the information on measuring equipment accuracy available taken into account, interpretation methods applicable to hydrodynamic well testing from PBU have improved concerning a selection of the most adequate reservoir model from some class of simulation models by the criterion of the maximum likelihood function. Estimating the flowing parameters of some reservoir system involves likelihood function criterion and criteria based on the properties of the matrix covariance of estimates. PBU interpretation algorithms have been developed for oil and gas reservoirs and tested in the field conditions in order to evaluate the efficiency of process-oriented actions in wells and refine or adjust hydrocarbon reserves estimates.