Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ЗАЛЕЖИ ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ

Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано при исследованиях для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте-коллекторе летучей нефти.

При разработке залежи летучей нефти возникает необходимость определения текущей газонасыщенности пласта, поскольку производительность скважин часто резко снижается в связи с выделением газа в призабойной зоне скважины и частичной блокировкой притока нефти в скважину. Предлагаемым изобретением решается задача определения текущего значения газонасыщенности в призабойной зоне скважины как обсаженной, так и необсаженной.

До настоящего момента текущая газонасыщенность в призабойной зоне скважины геофизическими методами исследования скважин не определялась.

В соотвестствии с предлагаемым способом определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида до начала скопления газа в призабойной зоне скважины, создают численную модель изменения сигнала нейтронного каротажа в процессе эксплуатации скважины для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, осуществляют эксплуатацию скважины, при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, а затем сравнивают измеренные сигналы с модельными расчетами и определяют газонасыщенность на основе обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Параметры пласта-коллектора и пластового флюида, измеряемые до начала эксплуатации скважины, включают в себя пористость пласта, минеральный состав породы, водонасыщенность и состав воды, давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку разгазирования. Указанные параметры определяют традиционными методами каротажа, включая нейтронный каротаж, а также путем анализа проб керна и флюида.

Предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для заданных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а для обеспечения наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа производят коррекцию функций фазовой проницаемости.

Изобретение основывается на новом подходе к интерпретации данных повторного нейтронного каротажа и позволяет определить текущую газонасыщенность в призабойной зоне скважины.

На первом этапе пласт летучей нефти, вскрытый вновь пробуренной скважиной, исследуется с помощью традиционного каротажного оборудования, а также путем проведения испытаний и опробования пласта. Исходная газонасыщенность в пласте равна нулю или пренебрежимо мала. В результате этих стандартных измерений будет получен набор характеристических данных о пласте и пластовом флюиде, которые включают в себя данные о пористости пласта, минеральном составе породы, водонасыщенности и составе воды, параметрах давления, объема и температуры пластовой нефти, включая состав и точку насыщения (начала разгазирования). После этого скважина используется в качестве эксплуатационной скважины. На данном этапе, в случае если давление в пласте падает ниже точки насыщения, происходит процесс выделения газа. Это ведет к образованию газонасыщенной зоны вокруг ствола скважины.

После некоторого периода эксплуатации скважины можно ожидать значительного повышения газонасыщенности вокруг ствола скважины. Косвенно это можно наблюдать как снижение коэффициента продуктивности. На данном этапе можно использовать нейтронный каротаж для оценки текущей газонасыщенности в газонасыщенной зоне. Может применяться любой метод нейтронного каротажа, который чувствителен к водородному индексу. Скважина может быть необсаженной или обсаженной, так как нейтронный поток может проходить сквозь стальные трубы. Наблюдаемый сигнал сам по себе не может отличить газонасыщенность от нефтенасыщенности, так как он зависит от насыщенности, плотности фаз и состава фаз (при условии, что другие факторы, такие как параметры породы и воды, остаются без изменений). Однако неопределенность свойств газонефтяной смеси можно свести лишь к неизвестной насыщенности с помощью традиционных программ гидродинамического моделирования состава. Действительно, зная историю эксплуатации скважины, можно провести ряд численных экспериментов, которые отличаются друг от друга по функциям фазовой проницаемости. В результате численных экспериментов будет получен набор теоретических вариантов параметров газонефтяной смеси, которые существенно отличаются друг от друга по значениям насыщенности. С помощью этого набора вариантов можно смоделировать теоретические сигналы нейтронного каротажа. Сравнивая их с измеренным сигналом, можно определить фактически реализующийся вариант состояния газонефтяной смеси вблизи эксплуатационной скважины. Это позволит зафиксировать текущую газонасыщенность и другие свойства газонефтяной смеси.

Используя программу гидродинамического моделирования летучей нефти, получаем в качестве выходных данных предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти. Класс программ, позволяющих решить обсуждаемую задачу, базируется на модели трехфазной многокомпонентной изотермической фильтрации (см., например, Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и нефтегазовых месторождений. Часть 2. Фильтрационные модели. - М.: АОА ВНИИОЭНГ, 2003). В частности, может быть использована программа Eclipse-300. Входные данные расчетного варианта для моделирующей программы включают в себя данные о локальном геологическом строении (включая распределение фильтрационно-емкостных свойств по стволу скважины), данные о пластовом давлении и температуре, данные о термодинамических и физико-химических свойствах пластовых флюидов, полученные в результате стандартных измерений до начала эксплуатации скважины, данные по истории работы скважины и функции фазовой проницаемости. Функции фазовой проницаемости могут быть приняты как некоторое текущее приближение (из данных кернового анализа или по аналогии с каким-то похожим пластом).

Для оценки текущей газонасыщенности пласта используется численная модель изменения сигнала нейтронного каротажа для эксплуатирующейся добывающей скважины. Входные параметры для модели включают пористость и водонасыщенность пласта, состав воды, минеральный состав породы, пластовое давление, объем и температуру пластовой нефти, включая состав и точку насыщения, а также предполагаемую газонасыщенность, состав газа и нефти, полученные в результате гидродинамического моделирования параметров газонефтяной смеси.

Текущая газонасыщенность определяется по результатам наилучшего совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа в пределах точности воспроизведения водородного индекса, характерной для данного нейтронного метода. При несовпадении результатов производят коррекцию функций фазовой проницаемости таким образом, чтобы получить наилучшее приближение измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. Возможным вариантом коррекции функций фазовых проницаемостей является изменение показателя степени при степенной аппроксимации этих функций. При более сложном многопараметрическом задании функций фазовых проницаемостей следует варьировать набор этих определяющих параметров. Итерационная последовательность останавливается, когда расхождение между реальным каротажным сигналом и смоделированным сигналом является незначительным. В этот момент получают следующий набор данных: газонасыщенность, состав газа и нефти в пласте, функции фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации скважины могут быть произведены отдельные или многократные замеры состава добываемой газонефтяной смеси и на этапе гидродинамического моделирования эта информация может быть использована как дополнительный критерий сходимости модельных и фактических данных в пределах точности измерения вышеуказанного состава.