Aplicación de métodos de interpretación basados en simulación numérica
El yacimiento de petróleo pertenece al yacimiento de arenisca del Plioceno medio, que se compone principalmente de arenisca fina. El cuerpo de arena pellizca hacia arriba el domo de sal en el punto alto estructural. La porosidad promedio es 31 y la media. La permeabilidad es de 500 MD. Extraído para inundaciones naturales. Cuando se utiliza el método Gassmann para reducir la saturación de petróleo del yacimiento de 80 a 20, la impedancia acústica cambiará en 11.
En este ejemplo de aplicación, el proceso de interpretación de datos sísmicos de lapso de tiempo mediante el método de simulación numérica se muestra en la Figura 8.22.
Figura 8.22 Diagrama de flujo de aplicación práctica de interpretación sísmica en lapso de tiempo basado en simulación numérica
Recopilación de datos de descripción del yacimiento
Dado que no existe un modelo de simulación numérica de el yacimiento, por lo que primero recopile varios datos de descripción del yacimiento necesarios para el modelado del yacimiento. El modelado tridimensional de yacimientos adopta el método de modelado estocástico. En el proceso de modelado, es necesario aplicar datos multidisciplinarios como geología, prospección geofísica, registro de pozos, pruebas y desarrollo, mediante comparación estratigráfica fina y análisis de microfacies sedimentarias, y aplicar métodos de modelado estocástico geoestadístico y teoría avanzada de modelado de yacimientos. y tecnología (como la simulación gaussiana secuencial) para establecer un modelo geológico tridimensional del área de trabajo, que incluye un modelo estructural tridimensional, un modelo de esqueleto del yacimiento tridimensional y un parámetro del yacimiento tridimensional (porosidad, permeabilidad y modelo de saturación de petróleo). Por lo tanto, los datos recolectados incluyen:
1) Dos volúmenes sísmicos adquiridos para calibración de pozos
2) Interpretación de profundidad y espesor
3) Medición acústica; inversión de impedancia bajo las limitaciones de la información del pozo;
4) Datos de registro del pozo y datos del núcleo;
5) Datos de producción, incluida la permeabilidad relativa y la información PVT.
8.2.3.2 Establecer un modelo de simulación numérica de yacimientos.
El modelo de yacimiento incluye principalmente cuatro partes: modelo estratigráfico, modelo estructural, modelo de yacimiento y modelo de fluidos. El modelo de yacimiento es la parte central del modelado.
El modelo de yacimiento incluye el modelo de esqueleto del yacimiento y el modelo de parámetros (filtración). El modelo de marco del yacimiento, es decir, la distribución espacial del yacimiento, está controlado por dos variables: la profundidad de enterramiento del yacimiento y el espesor del yacimiento, y puede mostrar claramente la distribución espacial del yacimiento en la sección objetivo. El modelo de parámetros del yacimiento (filtración) refleja la capacidad de almacenamiento del yacimiento, la capacidad de filtración y el tipo y contenido de fluidos en los poros, incluida la porosidad, la permeabilidad, la saturación de petróleo (gas, agua), etc.
(1) Establecer el modelo de estructura del yacimiento (Figura 8.23)
El modelo de estructura del yacimiento establecido en la Figura 8.23
(2) Establecer el fluido del yacimiento (ver página )Modelo de parámetros
El modelo de parámetros de fluido del yacimiento incluye: (1) los valores óptimos de profundidad, espesor y porosidad obtenidos de las características del yacimiento; (2) los valores óptimos de permeabilidad; porosidad u otros parámetros El valor y distribución de la permeabilidad absoluta de la capa de petróleo obtenida de la relación (3) Obtener la curva de permeabilidad relativa, los valores de los parámetros de presión y saturación de las pruebas de pozos, el registro de pozos y los datos de análisis de núcleos (4; ) Obtenga el yacimiento del parámetro del coeficiente de compresión de ingeniería de yacimientos.
8.2.3.3 Modelo inicial y su simulación numérica bajo restricciones de datos dinámicos
Sobre la base de recopilar todos los datos anteriores, establezca un modelo inicial para la simulación numérica del yacimiento. El almacén modelo mide 600 pies × 600 pies y la cuadrícula es 40 × 65 × 1 (Huang, 1997).
El modelo fue simulado y ejecutado. Durante la operación, se realizaron modificaciones preliminares al modelo manualmente, enfocándose en ajustar el coeficiente de compresibilidad y la curva de permeabilidad relativa del yacimiento, y calibrar los parámetros del modelo en puntos de pozo usando datos obtenidos del registro de un solo pozo.
Sin embargo, esta calibración sólo puede centrarse en la zona cercana al pozo. Los parámetros del yacimiento entre pozos siguen siendo poco confiables debido a la presencia de heterogeneidad en el yacimiento. Por lo tanto, la simulación del yacimiento se realiza con datos de producción dinámica como función objetivo. Modificando repetidamente el modelo y los cálculos, se obtienen la presión y el contenido de agua de la producción simulada durante 60 meses. La curva de ajuste se muestra en la Figura 8.24.
Figura 8.24 Ajuste de la curva de presión y contenido de humedad bajo restricciones de datos dinámicos
Figura 8.25 Cambio del contenido de humedad simulado bajo restricciones de datos dinámicos
Después de un ajuste exitoso Los cambios en La saturación de agua del yacimiento se muestra en la Figura 8.25. Los cambios en la saturación de agua muestran que después de 60 meses de producción simulada, el agua del borde en el modelo avanza significativamente hacia el depósito.
8.2.3.4 Cotejo histórico bajo las restricciones comunes de datos sísmicos y de producción
Con base en el trabajo anterior, el cotejo histórico se realiza bajo las restricciones comunes de datos sísmicos y de producción. La trayectoria del flujo de circulación simulada bajo restricciones dobles se muestra en la Figura 8.26.
Figura 8.26 Diagrama de flujo del ciclo de simulación bajo las restricciones conjuntas de datos sísmicos y de producción.
Se realizaron estudios sísmicos del embalse en 1988 y 1994. Por lo tanto, al sintetizar atributos sísmicos de lapso de tiempo, los modelos dinámicos de yacimientos de 1988 y 1994 y los correspondientes modelos estáticos de yacimientos también se utilizan para sintetizar las respuestas sísmicas de 1988 y 1994, respectivamente. Finalmente, se obtiene la diferencia entre las dos respuestas sísmicas sintéticas y se obtiene el atributo de diferencia sísmica volumen sintetizado por el modelo.
El módulo elástico se sintetiza utilizando el modelo simulado de saturación, presión y Gassmann, y su fórmula de cálculo es la siguiente
Tecnología de monitoreo de yacimientos sísmicos en lapso de tiempo marino
Fórmula entre: Ks es el módulo de elasticidad de las partículas de roca; Kd es el módulo de elasticidad de la roca seca; φ es la porosidad; Kf es el coeficiente de fluido, que se puede calcular mediante la fórmula: Kw, Ko y Kg son los elásticos. los módulos de agua, petróleo y gas respectivamente; Sw, So y Sg son las saturaciones de agua, petróleo y gas respectivamente.
En cada operación de bucle, la fórmula dada anteriormente se utiliza para sintetizar los atributos de diferencia de los terremotos de 1988 y 1994 (Figura 8.27).
Figura 8.27 Mapa de distribución plana de atributos diferenciales de los terremotos de 1988 y 1994 sintetizados por el modelo inicial.
8.3.3.5 Procesamiento de datos sísmicos time-lapse.
Primero, los datos de los terremotos de 1988 y 1994 fueron restablecidos, normalizados, extraídos los atributos y analizados para obtener las diferencias medidas de los terremotos. De hecho, el desplazamiento de la superficie de contacto del fluido, diversas interferencias externas y errores en el área de medición pueden causar diferencias en el volumen de datos sísmicos medidos. Por lo tanto, es necesario normalizar los datos recopilados en diferentes momentos para que las respuestas sísmicas que no están relacionadas con los yacimientos de petróleo y gas sean repetibles y para mantener las diferencias en las respuestas sísmicas que están relacionadas con los yacimientos de petróleo y gas.
Compare los atributos de diferencia sísmica medidos procesados con los atributos de diferencia sísmica sintética. La Figura 8.28 es una comparación entre los atributos sísmicos de lapso de tiempo sintetizados por el modelo inicial y los datos medidos. Modifique el modelo en función de los resultados de la comparación e ingrese al siguiente ciclo de simulación hasta que la coincidencia dinámica del historial y la coincidencia de datos sísmicos de lapso de tiempo cumplan con los requisitos de la función objetivo, es decir, se obtenga el modelo óptimo del yacimiento.
Figura 8.28 Comparación de datos sísmicos de lapso de tiempo sintéticos y datos medidos (basado en Huang, 1998)
Resultados de la interpretación de 8.2.3.6 datos sísmicos de lapso de tiempo basados en simulación numérica
La Figura 8.29 muestra la distribución sintética de atributos sísmicos diferenciales en lapso de tiempo de los modelos dinámicos de yacimientos de 1988 y 1994 obtenidos del modelo optimizado. El cuadro comparativo de diferencias sísmicas muestra que la diferencia sísmica medida y la diferencia sísmica sintética son básicamente consistentes. Por lo tanto, los cambios en los parámetros en el modelo del yacimiento en estos dos puntos de tiempo son la interpretación óptima de los datos sísmicos de lapso de tiempo y son el resultado de combinar información dinámica.
Figura 8.29 Comparación de la diferencia sísmica medida y la diferencia sísmica sintética del modelo óptimo (basado en Huang, 1998)
La Figura 8.30 refleja los cambios en los parámetros de saturación de agua del modelo, incluidos los valores previos originales. Producción Saturación de agua y saturación de agua en 1994 simulada por el modelo inicial y el modelo óptimo. Dado que el modelo óptimo no sólo se ajusta a la historia del desarrollo dinámico sino que también coincide bien con los datos sísmicos de lapso de tiempo, la distribución de saturación de agua de 1994 obtenida del modelo óptimo tiene alta credibilidad.
Figura 8.30 Cambios dinámicos de los parámetros del yacimiento restringidos por datos sísmicos de lapso de tiempo (basado en Huang, 1998)
8.2.3.7 Comparación de modelos de optimización restringidos por diferentes funciones objetivo
Debido a las diferentes funciones objetivas de coincidencia histórica restringida, el modelo óptimo final será bastante diferente (Figura 8.31).
A través de la comparación, se demuestra que el error de ajustar el contenido de agua usando solo datos dinámicos o solo datos sísmicos como función objetivo es mayor que el error de ajustar el contenido de agua usando datos dinámicos y estáticos.
Figura 8.31 Comparación de curvas de ajuste del contenido de humedad óptimo bajo diferentes restricciones (basado en Huang, 1998)
Conclusión y comprensión de 8.2.3.8.
1), lo que demuestra que no sólo es factible utilizar métodos de simulación numérica para interpretar datos sísmicos de lapso de tiempo, sino que también debido a la función objetiva de la comparación histórica de los datos sísmicos de lapso de tiempo, la precisión de la comparación histórica y la confiabilidad del ajuste del modelo también se han mejorado enormemente.
2) La aplicación de la tecnología sísmica de lapso de tiempo también demuestra que el método de reducir la diferencia entre los datos medidos y los datos sintéticos mediante la optimización estocástica es eficaz.
3) El método sísmico de lapso de tiempo se puede utilizar para describir la dinámica del yacimiento, y la precisión de utilizar el método sísmico de lapso de tiempo para monitorear el movimiento del fluido del yacimiento es mayor que la de muchos otros métodos.