СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТА Российский патент 1995 года по МПК E21B47/00 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при исследовании скважин и пласта.

Известен способ определения показателей анизотропии пласта по промысловым исследованиям, путем определения коэффициента охвата вытеснением водой и по его величине расчета анизотропии пласта [1] Недостатком способа является необходимость длительной эксплуатации пласта и наблюдение за процессом вытеснения нефти, т.е. анизотропия пласта может быть определена к середине или к концу разработки месторождения. Кроме того, определяется анизотропия пласта только по напластованию.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения показателей анизотропии пласта в скважинах, вскрывших нефтяную залежь и одновременно газовую шапку и подошвенную воду путем определения предельного дебита нефти, когда в скважину не попадают газ и вода [2] Недостатком известного способа является обязательное присутствие в пласте газовой шапки и подстилающей воды и невозможность определения анизотропии в горизонтальной плоскости (вдоль поверхности отложения).

Целью изобретения является определение показателей анизотропии пласта в горизонтальной плоскости.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения показателей анизотропии пласта путем определения коэффициентов проницаемости пласта, вязкости флюида и дебита скважины и расчета коэффициента анизотропии определяют профиль скорости притока по контуру исследуемой скважины на забое и давление на контуре питания, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей типовые эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль скорости притока с типовыми эпюрами скоростей притока и по совпадающей эпюре устанавливают коэффициенты проницаемости пласта.

Сущность метода состоит в использовании того обстоятельства, что в анизотропном пласте скорости фильтрации по различным направлениям неодинаковы из-за отличающихся по направлениям коэффициентов проницаемостей.

Измерения фактических скоростей притока в скважину по разным направлениям дают возможность выявить зоны максимального и минимального притока по контуру скважин, что соответствует направле- ниям главных осей анизотропии. Количественные определения проницаемостей производят по сопоставлению результатов теоретического распределения профиля притока и измеренного в скважине. Коэффициенты проницаемости при моделировании подбираются такими, чтобы получилась сходимость результатов теоретического моделирования и опытного определения профиля притока.

Выбирают модель анизотропного пласта. Модель состоит из области фильтрации с пористостью, проницаемостью, коэффициентом деформации, вязкостью флюида, граничных условий на скважине и на внешней границе пласта, уравнений фильтрации, значений коэффициентов проницаемости по главным осям анизотропии. Область фильтрации ограничена контуром скважины и контуром питания. Выбирают контур скважины круговой, а контур питания прямоугольный или круговой.

Граничные условия: постоянный дебит скважины и постоянное давление на контуре питания
q v(ф)dΦ (1) где q дебит скважины, см³/с;
v(ф) скорость притока нефти в скважину в направлении угла притока ф, см/с.

Р(конт) Р_о, (2) где Р(конт) давление на контуре питания, МПа;
Р_о постоянное значение давления, МПа.

Используют уравнению фильтрации с учетом анизотропии пласта
+ m^*B_ж+B, (3) где x, y главные оси анизотропии;
P(x, y) давление в пласте, МПа;
K_x, K_y коэффициенты проницаемости по осям х, y, мкм²;
μ вязкость, мПа.с;
m пористость пласта;
В_ж, В_вс коэффициенты снижаемости, МПа^-1.

Решение уравнения (3) при граничных условиях (1) и (2) получают известными численными или аналитическими методами.

Задаются выбранными коэффициентами: наибольшими К_х 1 условной единицы (например, мкм²) и наименьшим K_y 0,3 условной единицы (например, мкм²), а также известными из лабораторных исследований m, μ В_ж и В_ск.

Из решения уравнения (3) известным численным методом при заданных значениях констант К_х, К_y и других получают теоретическое распределение притока в скважину v(ф) в зависимости от угла ф, которое называют эпюрой скоростей по контуру скважины.

Чтобы сопоставлять моделированную эпюру скоростей с фактическим распределением притока, необходимо снять профиль притока на забое скважины. С этой целью измеряют величины притоков нефти в скважину по разным направлениям. Снятие профиля притока производят в следующей последовательности.

В вертикальную необсаженную скважину спускают измерительную систему, включающую дебитомер и компас. В качестве измерителя потока используют, например, дебитомер СТД-4 дистанционного типа. Прибор предназначен для определения скорости движения жидкости с использованием чувствительного элемента, в качестве которого служит терморезистор. Предприятие-изготовитель СТД-4 УЗГП, г. Уфа. Небольшие габариты прибора диаметр 25 мм обеспечивают незначительное перекрытие потока жидкости в скважине, составляющие 2,5%
На фиг. 1 приведена измерительная система в собранном виде. Она состоит из оси 2, центратора 3, компаса 4, водила 5, дебитомера 6 и кабеля 7.

Определение притоков по различным направлениям производят следующим образом. Измерительную систему спускают в скважину 1 в сложенном состоянии. В месте измерения ось 2 фиксируют в центре скважины посредством центраторов 3. Дебитомер 6 отводят к стенке скважины. Устройство готово для проведения измерений. Измеряют показания дебитомера 6 скорость потока, угол Ψ ориентации компаса 4 и угол поворота водила 5 Φ Данные измерений передают по кабелю 7 на поверхность. Вращением оси 2 изменяют положение угла Φ и вновь передают данные. Измерения повторяют до тех пор, пока дебитомер не совершит полный оборот вокруг оси 2.

По результатам измерений скоростей притоков при различных углах Φ строят профиль притока, приведенный на фиг. 2. На фиг. 2 указаны оси координат ζ,η круговой контур скважины 1, стрелка компаса 2, образующая угол Ψ с осью ζ, в позиции 3 указан вектор скорости V потока жидкости, поступающей в скважину под углом Φ По профилю скорости притока 4 определяют направление наибольшего и наименьшего притоков, которые принимают за направления главных осей анизотропии х и y соответственно большая и малая оси.

При сопоставлении теоретической эпюры скоростей с профилем притока, полученным измерением на забое скважины, установлено их отличие: расчетная эпюра примерно в 5 раз больше, чем измеренный профиль притока. Это связано с завышением коэффициентов проницаемости, введенных в модель. Уменьшая соответственно величины коэффициентов проницаемости, методом последовательных приближений задаваемых величин К_х, K_y, добиваются наибольшего приближения моделируемой эпюры и профиля притока. При величине К_х 0,2 условной единицы (например, мкм²) и K_y 0,07 условной единицы (например, мкм²) получают наибольшее совпадение моделируемой эпюры скоростей и фактического профиля притока.

П р и м е р. Для скважины месторождения Карамандыбас проводят определение профиля притока жидкости в скважину. Исходные данные: пористость m 0,2, проницаемость К_х 0,2 мкм² по оси х, K_y 0,07 мкм² по оси y, коэффициент деформации пласта В_ск 1,16 ˙ 10^-5 МПа^-1 и жидкости В_ж= 3 ˙ 10^-4 МПа^-1, вязкость флюида μ 3,4 мПа ˙ с дебит скважины q 5,6 см³/с, давление на контуре питания Р_о 16 МПа.

Уравнение (1) после подстановки в него величины дебита примет вид:
5,4 v(Φ)dΦ
Граничное условие (2) имеет вид:
Р(конт) Р_о 16 МПа
Уравнение (3) преобразуется к виду:
+ (0,2·3·10^-4+1,16·10
Снимают профили притока в скважине прибором СТД-4 по схеме, приведенной на фиг. 1. По результатам измерения скоростей притока по разным направлениям строят профиль притока в соответствии с фиг. 2 и на него же наносят теоретическую эпюру скоростей (поз. 5 на фиг. 2). Моделируют условия фильтрации в анизотропном пласте и подбором коэффициентов проницаемости вдоль главных осей анизотропии х и y, соответственно К_х и K_y добиваются наибольшего совпадения фактической и моделируемой эпюр скоростей притока. В рассматриваемом примере получены следующие характеристические параметры анизотропии: направление оси х α 138,6^о, коэффициенты проницаемости К_х 0,2 мкм², K_y 0,07 мкм² и коэффициент анизотропии а_к
a_k 1,7.

Использование: в нефтяной промышленности при исследовании скважин и пластов. Сущность изобретения: строят профиль скорости притока по контору исследуемой скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости. 2 ил.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТА путем определения коэффициентов проницаемости пласта, вязкости флюида, дебита скважины и расчет коэффициента анизотропии пласта, отличающийся тем, что измеряют на забое скорость притока по контуру исследуемой скважины и давление на контуре питания скважины, строят профиль скорости притока по контуру скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости.