20.05.2013
216.012.413d

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА

Вид РИД

Изобретение

Юридическая информация Свернуть Развернуть
Краткое описание РИД Свернуть Развернуть
Аннотация: Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений. Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта. Способ включает несколько циклов ГДИС на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций. Определяют представительную опорную выборку скважин. В каждой из скважин проводят ГДИС, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти k и воде k, начальную водонасыщенность K. Сопоставляют значения k, k и K, определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку. А в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции φ. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Реферат Свернуть Развернуть

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений.

Наиболее важными критериями при построении и настройке гидродинамической модели пласта являются экспериментальные кривые относительной фазовой проницаемости (ОФП), обычно получаемые путем стендовых лабораторных исследований на керне (см., например, изобретение по патенту РФ №2097740, 27.11.1997) или определяемые по аналогии с другими схожими месторождениями.

Несмотря на то что способ определения ОФП на кернах является прямым методом исследований, однако он характеризуется микроуровнем оценки параметров пласта и позволяет исследовать лишь ничтожную часть от реального объема нефтяного резервуара.

Более перспективным является способ, основанный на гидродинамических испытаниях нефтяных необводненных скважин, при которых оценивают интегральные свойства пласта в межскважинном пространстве, что соответствует оценке ОФП на макроуровне.

Такой способ, в частности, описан в работе: Закиров С.Н., Индрупский И.М., др. Новый подход к исследованиям скважин и пластов. Нефтяное хозяйство, 2002, №6, с.113-115.

В соответствии с описанным способом предложено проводить несколько циклов гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на ранней стадии разработки путем принудительного создания в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций при различной текущей нефтенасыщенности.

Исследования по этому способу проводят в следующей последовательности: сначала осуществляют долговременный режим стабильного отбора нефтью, после этого скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой восстановления давления (КВД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта kно при фильтрации чистой нефти, при насыщении остаточной водой Kн=Kво), затем производят массированную закачку воды в пласт, после чего скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой падения давления (КПД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта kво при фильтрации воды, при насыщении остаточной нефтью Kн=Kно), далее производят долговременную отработку пласта, при которой постепенно, по мере очистки пласта, растет доля нефти в продукции.

В процессе отработки осуществляют несколько остановок скважины и регистрацию циклов КВД. Каждой остановке соответствуют свои значения фазовых проницаемостей по воде kв и по нефти kн, соответствующие конкретной нефтенасыщенности на этот момент.

Данная серия исследований позволяет определить фазовые проницаемости, соответствующие конкретной текущей насыщенности, то есть получают значения фазовой проницаемости для всех характерных точек ОФП: краевых, соответствующих остаточной водонасыщенности Kво и остаточной нефтенасыщенности Kно, и промежуточных, когда нефтенасыщенность находится в диапазоне Kно<Kн<1-Kво. При этом, если для каждого из циклов ГДИС известны текущие насыщенности пласта, то полученные результаты полностью характеризуют кривые ОФП (зависимости текущей фазовой проницаемости от насыщенности).

В соответствии с этим способом определяют зависимость ОФП от водонасыщенности пласта (по данным КВД) математическим путем.

Недостатком данного способа является отсутствие критериев для распространения полученных ОФП на соседние скважины, отдельные зоны пласта или пласт в целом.

Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта.

Поставленная задача решается следующим образом.

Выделяют участки (блоки) пласта, с различной литолого-фациальной характеристикой, в пределах каждого блока определяют обобщенные ОФП, для чего выполняют следующие операции: исходя из критерия отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, подтягивания пластовой воды, а также прорывов нагнетаемых вод, определяют представительную опорную выборку скважин, далее в каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, по результатам которых оценивают текущие фазовые проницаемости по воде kв_отн и по нефти kн_отн.

При этом в начальный период эксплуатации (когда водонасыщенность пластов и обводненность продукции скважины еще не претерпели существенного изменения) выполняют следующие операции:

1) в каждой из скважин опорной выборки оценивают начальную водонасыщенность Kв_нач по ГИС открытого ствола, которая в рассматриваемый период эксплуатации соответствует текущей водонасыщенности Kв_тек=Kв_нач;

2) строят кросс-плот, на который наносят точки kн_отн, Kв_нач (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируются, например, известной степенной зависимостью:

3) строят кросс-плот, на который наносят точки kв_отн, Kв_нач (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируются, например, известной степенной зависимостью:

4) методом наименьших квадратов, с учетом известных по данным петрофизических исследований значений остаточной нефте- и водонасыщенности Kно, Kво, и коэффициента вытеснения βвыт определяют коэффициенты зависимостей (1) и (2) αн, αв и β, по которым рассчитывают кривые фазовых проницаемостей.

На стадии эксплуатации, характеризуемой изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной (то есть при снижении нефтенасыщенности пласта вследствие его выработки), выполняют следующие операции:

1) определяют представительную опорную выборку скважин, исходя из критериев:

а) отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, интервалов подтягивания пластовой воды и прорывов нагнетаемых вод (при выполнении этого критерия значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям характеризует исключительно перфорированный пласт, а текущая обводненность продукции φв_тек меняется исключительно за счет изменения водонасыщености пласта Кв_тек);

б) нахождения текущей обводненности в диапазоне от 0.3<φв_тек<0.9 (этот критерий согласно теории Баклея-Леверетта определяет диапазон обводненности продукции, при которой параметры обводненности φв_тек и Кв_тек наиболее тесно увязаны друг с другом);

2) в каждой из скважин опорной выборки оценивают текущую обводненность продукции φв_тек;

3) строят кросс-плот, на который наносят точки kн_отн, φв_тек (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируют, например, известной степенной зависимостью:

4) строят кросс-плот, на один из которых наносят точки kв_отн, φв (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируют, например, известной степенной зависимостью:

5) методом наименьших квадратов, с учетом известных по данным петрофизических исследований значений остаточной нефте- и водонасыщенности Кно, Кво и коэффициента вытеснения βвыт определяют коэффициенты зависимостей (3) и (4) αн, αв и β, по которым рассчитывают условные кривые фазовых проницаемостей.

Условные кривые фазовых проницаемостей при выполнении вышеуказанных критериев соответствуют реальным, поскольку в этом случае текущая насыщенность пласта Кв_тек и обводненность продукции φв_тек согласно теории Баклея-Леверетта изменяются пропорционально друг другу.

Таким образом, обеспечивается возможность распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта.

Эффективность предлагаемого метода показали комплексные испытания, проведенные в ОАО «Газпромнефть».

Практический пример реализации способа показан на фиг.1 и 2.

Успешности решения задачи построения обобщенных ОФП способствовало то, что рассматриваемый участок залежи характеризовался малой фациальной изменчивостью и отсутствием существенных макронеоднородностей.

Кроме того, на начальном этапе эксплуатации по данным ГИС обнаружено существенное изменение начальной нефтенасыщенности по простиранию пласта. Это позволило получить точки на кросс-плотах kн_отн, Kв_нач и kв_отн, Kв_нач практически во всем диапазоне возможного изменения насыщенности, то есть получить представительные кривые ОФП.

Блок залежи был практически полностью охвачен как гидродинамическими, так и геофизическими исследованиями, реализованными на основе специальной обработки результатов качественных долговременных измерений датчиками на приеме насоса, что позволило определить фильтрационные свойства пласта с высокой точностью.

Значения проницаемости по ГДИС в условиях двухфазной фильтрации были получены по опорной выборке из 34 скважин рассматриваемого участка месторождения.

В результате обобщения данных о проницаемости, полученных при интерпретации ГДИС на начальном этапе эксплуатации по всем скважинам выбранного участка КΣГДИС, и насыщенности Kв_нач, оцененной по ГИС, были определены закономерности изменения от насыщенности суммарной проницаемости пласта по ГДИС kΣГДИС=kΣ(Kв_нач) фазовой проницаемости по нефти kнГДИС=kн(Kв_нач) и по воде kвГДИС=kв(Kв_нач), которые могут быть пересчитаны в кривые относительных фазовых проницаемостей.

Зависимость kΣГДИС=kΣ(Kв_нач) показана на фиг.1.

Факт, что реальная связь проницаемости от насыщенности получилась достаточно тесной (коэффициент корреляции более 0.85) подтверждает правомерность предположения о том, что исследуемый объект можно приближенно описать едиными кривыми ОФП. Осредненную суммарную функцию фазовых проницаемостей можно получить осреднением полученных данных аналитической зависимостью КΣГДИС=3400·Кв_нач-2.38. Локальные отклонения от данной зависимости связаны с изменением абсолютной проницаемости пласта по простиранию.

Для иллюстрации возможности реализации предлагаемого способа для случая, когда текущая насыщенность отличается от первоначальной и не может быть оценена по результатам ГИС в открытом стволе, были выбраны скважины, где диапазон изменения обводненности находился между 0.3 и 0.9. Для этих скважин был построен кросс-плот, связывающий величины водонасыщенности по ГИС и обводненности по промысловым данным (фиг.2).

Точки на данном кросс-плоте фактически иллюстрируют поведение функции Баклея-Леверетта для рассматриваемого участка месторождения. На данный кросс-плот нанесены также зависимости Баклея-Леверетта, рассчитанные по формуле:

(тонкие линии на фиг.2). Расчеты были выполнены для определенных значений фазовых проницаемостей при различных соотношениях вязкостей воды и нефти.

Это свидетельствует, что в рассматриваемых условиях обводненность пласта с достаточной степенью точности характеризует его водонасыщенность. То есть перечисленные параметры, при приближенной оценке ОФП, могут быть взаимозаменяемы.


СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА
Источник поступления информации: Роспатент

Всего документов: 38
Всего документов: 18

Похожие РИД в системе