Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений [RU 2092691 С1, МПК 6 Е21В 47/00, опубл. 1997] с предварительным определением проницаемости, пористости, мощности пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, расчетом модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, построением полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей пропластков и математическим моделированием процессов фильтрации в пористой среде для контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке.

Известное техническое решение недостаточно эффективно для определения водонасыщенности в пласте при поршневом вытеснении по причине слабой сходимости методов математического моделирования для определения местоположения фронта вытеснения на границе «нефть-вода», а также не учитывает концевые" эффекты при построении функции Бакли-Ливеретта и ее производной.

Известен способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта [RU 2165017 С2, МПК 7 Е21В 49/00, опубл. 2001], в соответствии с которым измеряют дебиты скважин по нефти и воде по всем скважинам залежи и их вязкости в пластовых условиях. Дополнительно измеряют накопленную добычу нефти на каждый период замера дебита и, используя известное значение ее геологических запасов в недрах, определяют текущее значение водонасыщенности пласта и ее изменение. Затем определяют соответствующие им величины относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по приведенным математическим формулам.

Известное техническое решение требует проведения дополнительных исследований в скважинах, а также получения промысловых данных и является недостаточно эффективным, так как ведет к снижению точности за счет ввода новых переменных, а также повышения трудоемкости обработки данных.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Поставленная задача решается тем, что в способе контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающем проведение лабораторных исследований керна, определение вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости нефти и воды от водонасыщенности, определяют критические точки, затем на их основе строят функцию Бакли-Ливеретта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации.

На фиг.1 показана зависимость относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности по нефти, представлены данные лабораторных испытаний и функция, аппроксимирующая их. На фиг.2 - зависимость относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности по воде, представлены данные лабораторных испытаний и функция, аппроксимирующая их. На фиг.3 представлен график функции Бакли-Ливеретта f(s) и ее производная f'(s).

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

Проводят лабораторные исследования вязкости нефти и воды, определение относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефти и воды по результатам нестационарных исследований на основании [ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - М., 1989 г.].

Осуществляют расчет ОФП и построение графиков зависимостей ОФП от водонасыщенности, построение функции Бакли-Леверетта, а также ее производной.

Используют полученные функции при построении математической модели процессов фильтрации в пористой среде.

Пример конкретного осуществления способа на образце керна терригенного коллектора месторождения Западной Сибири

Были проведены лабораторные исследования образца керна, полученные фазовые проницаемости, результаты представлены в таблицах 1,2. Также проведены замеры вязкостей нефти µ_н=1,26 сП, воды µ_в=1 сП и абсолютной проницаемости по азоту К_абс=70,5 мД.

Выполнены расчеты относительной фазовой проницаемости по формуле

результаты представлены в таблицах 1, 2,

где V_B.H, V_B.B - объем вытесненных нефти и воды (см³);

V_H, V_B - объем нефти и воды в образце (см³);

S_B - водонасыщенность (%);

Q_H, Q_B - объем прокачанного агента нефть и вода (см³);

t - время прокачки (с);

К_фн, К_фв - проницаемость фазовая нефти и воды (мД);

ΔР - давление прокачки (атм);

К_ОФП - относительная фазовая проницаемость (%) соответственно по нефти К_ОФПн и воде К_ОФПв.

На основе данных из таблицы 1 строят график зависимости К_офп от S для нефти и воды. Затем в тех же координатах построен график функции, аппроксимирующей лабораторные данные на основе расчетов предложенных в [Грачев С.И., Хайруллин А.А., Хайруллин Аз.А. Аппроксимация относительных фазовых проницаемостей кубической параболой. - Известия вузов «Нефть и газ», №2, 2012,с.37-43]. Подбирая критические точки для лабораторных данных по 1 этапу (таблица 1), коэффициент остаточной нефтенасыщенности (S_он), максимальную ОФП нефти (К₁) и водонасыщенность при K₁ (S₁), добились того, чтобы среднеквадратичное отклонение между функцией и лабораторными данными было минимальное (фиг.1). Затем подбирая критические точки, для лабораторных данных по 2 этапу (таблица 2), остаточную водонасыщенность (S_ОB) и максимальную ОФП воды (K_max), аналогично добились того, чтобы среднеквадратичное отклонение между функцией и лабораторными данными было минимальное (фиг.2). Полученные графики представлены на фиг.1 и 2.

После аппроксимации ОФП для построения графика функции Бакли-Ливеретта использовали формулу из [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Изд-во «Недра», 1998 г. - С.168]:

,

где v_в и v_н - скорости фильтрации воды и нефти соответственно;

k_в(s) и k_н(s) - относительные проницаемости по воде и нефти соответственно, зависящие от водонасыщенности s;

µ_в и µ_н - вязкости воды и нефти.

Полученная функция f(s) и ее производная f'(s) приведены на фиг.3. Значения производной на графике показаны уменьшенными в 3 раза для лучшей визуальной оценки.

Полученные функции были применены при математическом моделировании процессов фильтрации и показали высокую сходимость с фактическими показателями на месторождении.

Таким образом, предложенный способ контроля за разработкой нефтяных месторождений эффективен и промышленно применим.