СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ Российский патент 1997 года по МПК G01N15/08 

Описание патента на изобретение RU2097740C1

Изобретение относится к исследованию процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения (например, вытеснения нефти из пористых сред вытесняющим агентом) с определением относительных фазовых проницаемостей.

Совместное движение жидкостей в пористых средах может быть описано с помощью введения функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП).

Прямое определение ОФП проводится путем лабораторного моделирования стационарной многофазной фильтрации.

Стационарные исследования требуют значительных затрат времени и применения дорогостоящего оборудования, которым обладают не все исследовательские лаборатории. Альтернативой стационарным методам являются нестационарные методы исследования многофазной фильтрации, при которых в образец пористой среды, насыщенной некоторой жидкостью, закачивается агент вытеснения. В ходе опыта в различные моменты времени производятся замеры экспериментальных данных: объема закаченного агента, объема вытесненной из пористой среды жидкости, а также перепада давления на концах модели. Далее происходит обработка полученных экспериментальных кривых. В методике, являющейся аналогом изобретения [1] относительные фазовые проницаемости вытесняющего агента f1(S) и вытесняемой жидкости f2(S), зависящие от насыщенности пористой среды вытесняющим агентом s, ищутся в степенном виде

где Sc насыщенность пористой среды вытесняющим агентом в связанном состоянии;
ST предельная максимально достижимая насыщенность вытесняющим агентом;
параметры A1, N1, A2, N2 определяются из условия максимальной близости теоретических зависимостей к экспериментальным.

Недостатком этого метода является то, что в ходе вычислений за величину ST принимается значение, определяемое опытным путем на заключительном этапе процесса вытеснения. Поскольку, как правило, опыт по вытеснению прерывают, не дожидаясь установления стационарного режима фильтрации, используемая в методе оценка величины SТ оказывается заниженной. Кроме того, анализ стационарных исследований показывает, что вид кривых фазовых проницаемостей часто отличается от степенного. Более того, пористые среды с различными физико-химическими свойствами могут характеризоваться кривыми относительной фазовой проницаемости совершенно различного вида.

Подобные ограничения на вид искомых функций не накладываются в известном методе Эфроса Кундина Куранова (прототип) [2] По этой методике в образце пористой среды моделируется вытеснение жидкости замещающим агентом. Снимаются зависимости от времени объема закаченного агента V(t), объема вытесненной жидкости, вышедшей из модели V2(t) и перепада давления ΔP (t), обеспечивающего процесс фильтрации.

Относительные фазовые проницаемости по этой методике определяются расчетными формулами

где μ12 вязкости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости соответственно;
Vпор обьем пор;
Sо -начальная насыщенность вытесняющим агентом пористой среды;
A и L площадь поперечного сечения и длина образца пористой среды,
функции F, Φ определяются через измеряемые величины по формулам

где k абсолютная проницаемость среды.

В этих формулах точки величинами V и V2 означают дифференцирование по времени dV/dt. По физическому смыслу величина s представляет собой насыщенность вытесняющим агентом на выходе образца, sср среднюю по длине образца насыщенность вытесняющим агентом, τ безразмерное время, равное объему прокачанной жидкости, выраженному в объемах пор, функция F - объемную долю вытесняющего агента на выходе образца, П безразмерное значение перепада давления, а функция v, вычисляемая через П, равна комплексу f1(s) + m0f2(s).

Недостатком прототипа является то, что расчеты связаны с численным дифференцированием экспериментальных данных однократным в формуле (1) и двухкратным в формуле (2). Известно, что даже малые ошибки измерений приводят к большим погрешностям при дифференцировании экспериментальных данных, поэтому при использовании этого метода возможно значительное искажение вида кривых относительных фазовых проницаемостей, особенно на границах интервала определения. Для избежания неустойчивости в нахождении функциональных зависимостей необходимо применять регуляризирующие алгоритмы, обеспечивающие корректность процедуры численного дифференцирования.

Задача изобретения и ожидаемый технический результат заключаются в повышении надежности определения относительных фазовых проницаемостей по данным нестационарных исследований.

Поставленная задача решается тем, что предварительно на эталонных образцах пористых сред со сходными физико-химическими свойствами проводят стационарные исследования со снятием эталонных кривых относительных фазовых проницаемостей, представляют полученные кривые аналитическими выражениями вида
Y1 Ф1(X1, p1, pn), Y2 Ф2(x2, q1, qm), (3)
где x1 ln((s Sc)/(ST SC), x2 ln(1 (s Sc)/(ST SC)), (4),
Y1 ln(f1(S)/F1), Y2 ln(f2(s)/F2,
F1 и F2 относительные фазовые проницаемости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости при s ST и s Sc соответственно, p1, p2, pn и q1, q2, qm параметры, определяемые методом наименьших квадратов, причем при определении зависимостей (3) используют параметры Sc, ST, F1, F2, характерные для эталонных образцов, а величины Sc, ST, F1, F2, характеризующие свойства изучаемых образцов пористых сред, определяют из условия минимальности среднеквадратичного отклонения теоретически рассчитанных кривых вытеснения зависимостей от времени объема вытесненной из пористой среды жидкости и перепада давления от экспериментально полученных кривых, после чего рассчитывают относительные фазовые проницаемости изучаемых образцов по выражениям вида (3) с использованием найденных по данным нестационарных исследований значений параметров Sc, ST, F1, F2.

Использование преобразования (4) вызвано тем, что, как показывает анализ, функции относительных фазовых проницаемостей, полученные по различным образцах пористых сред со сходными физико-химическими свойствами, могут быть представлены в некотором единообразном виде путем перехода к координатам x1, x2, Y1, Y2. Выражения, стоящие в (4) под знаками логарифма, представляют собой нормированные (изменяющиеся от 0 до 1) значения насыщенностей и относительных фазовых проницаемостей для вытесняемой и вытесняющей жидкостей.

Представление эталонных кривых в виде универсальных аналитических зависимостей позволяет осуществить обоснованную параметризацию искомых ОФП. При этом определение ОФП по данным нестационарных исследований сводится к нахождению ограниченного числа параметров (в данном случае, величин SC, ST, F1 и F2, параметризация искомых функций позволяет повысить устойчивость их определения.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Предварительные стационарные исследования на близких по своим физико-химическим свойствам образцах пористых сред (эталонных образцах) проводят со снятием эталонных кривых ОФП.

2. Представление полученных кривых в виде универсального аналитического выражения вида (3). На этом этапе при вычислении величин x1, x2, Y1, Y2 используются значения SC, ST, F1, F2, характеризующие эталонные образцы.

После получения эталонных функций ОФП все остальные близкие по своим физико-химическим свойствам образцы пористой среды исследуются нестационарным методом. При исследовании каждого неэталонного образца производятся следующие действия.

3. Проведение нестационарных исследований на изучаемом образце пористой среды с определением зависимостей от времени объема закачанного вытесняющего агента V(t), объема вытесненной из пористой среды жидкости V2(t) и перепада давления ΔP (т).

4. Построение алгоритма расчета теоретических кривых вытеснения (зависимостей от времени объема вытесненной жидкости V2T(t) и перепада давления ΔPт (t) для изучаемого образца путем решения задачи Баклея - Леверетта с использованием соотношений (3) при фиксированных значениях параметров Sc, ST, F1, F2.

При этом используется решение задачи Баклея Леверетта, представленное следующими известными формулами [3]

где q0 расход вытесняющей жидкости, ξ переменный параметр, имеющий смысл безразмерной пространственной координаты (на выходе образца пористой среды x 1), t0 момент времени, в который фронт вытеснения доходит до выхода образца, а насыщенность пористой среды вытесняющей жидкостью s определяется выражением S = Ψ(ξ/τ), Ψ функция, обратная к функции dф/ds, ф(s) доля вытесняющей жидкости в фильтрационном потоке,

ФL(t) доля вытесняющей жидкости в потоке на выходе образца, определяемая как ΦL(t) = Φ(Ψ(1/τ)).
5. Подбор значений параметров Sc, ST, F1, F2, минимизирующих среднеквадратичное отклонение теоретических кривых вытеснений V2T(t), ΔPт (t) от экспериментальных зависимостей V2(t), ΔP (t), снятых на изучаемом образце пористой среды.

6. Расчет относительных фазовых проницаемостей изучаемого образца по универсальным аналитическим выражениям вида (3) с использованием подобных параметров Sc, ST, F1, F2.

Увеличение надежности определения относительных фазовых проницаемостей в предлагаемом способе достигается за счет привлечения априорной информации о виде ОФП, что позволяет за счет обоснованной параметризации искомых функций повысить устойчивость относительно ошибок замеров.

Существенное отличие от аналога [1] состоит в том, что вид функций относительных фазовых проницаемостей не задается произвольно, а выбирается с использованием данных стационарных исследований, проведенных предварительно на образцах пористых сред, близких к изучаемым образцам. Кроме того, значение параметра ST не задается заранее, а определяется в ходе расчетов. Преимуществом предлагаемого способа является то, что эталонные кривые ОФП, снятые в ходе одного стационарного опыта, могут быть затем использованы для устойчивого определения относительных фазовых проницаемостей в целой серии экспериментов по исследованию вытеснения жидкостей.

Методика нестационарных исследований такова, что часто перед их проведением имеется возможность моделирования в образце пористой среды стационарной фильтрации вытесняемой жидкости при s SC. Предварительные опыты такого рода позволяют определить значения SC и F2, так что обработка данных нестационарного исследования в этом случае становится проще: ищутся только величины ST и F1.

Пример конкретного осуществления способа.

Определение ОФП нефти и воды пласта АС4 месторождения Южный Балык
В табл. 1 и 2 приведены относительные фазовые проницаемости, снятые при проведении стационарных исследований совместной фильтрации воды (жидкость N 1) и нефти (жидкость N 2) на близких по физико-химическим свойствам образцах пластов АС10 11 и АС12 Приобского нефтяного месторождения соответственно. Несмотря на то, что значения величин Sc и ST (они приведены в первых и последних строках таблиц) для этих образцов существенно различаются, переход к координатам X1, X2, Y1, Y2 позволяет получить единые кривые, представленные на фиг. 1 и 2. Путем обработки экспериментальных данных получены следующие аналитические выражения, аппроксимирующие эти зависимости
Y1 Ф1(x1) (0,681 2,257 • x1) • x1
Y2 Ф2(x2) (2,754 0,858 • x2) • x2 (5)
Поскольку f1 Fiexp(Yi), x1 ln(z), x2 ln(1-z]), где z (s-SC)/(ST-SC), то из (5) могут быть получены следующие соотношения для вычисления относительных фазовых проницаемостей:
f1(S) F1 • exp(Ф1(ln z),
f2(S) F2 • exp(Ф2(ln(1-Z)) (6)
Далее выражения (6) используются для обработки данных нестационарных исследований, снятых на образце литологически близкого пласта АС4 месторождения Южный Балык. В ходе этих исследований производилось вытеснение водой нефти из образца пористой среды, содержащей 40% связанной воды (Sc 0,4). Длина образца L 35,29 см, объем пор Vпор 39,5 см3, пористость m 0,1766, вязкости воды и нефти равны соответственно 0,45 и 4,47 мПа•с (опыт проводился при 67oC). Экспериментальные зависимости величин V, V2 и dP от времени представлены в табл. 3. В ходе расчетов за проницаемость образца принималось значение K 0,016 мкм2, характеризующее фильтрацию нефти при связанной воде, поэтому величина F2 полагалась равной единице.

Таким образом, в данном случае рассматривается упрощенная задача: величины SC и F2 известны из предварительных опытов и требуется определить лишь величины ST и F1. Для этого минимизировалось квадратичное отклонение теоретических зависимостей от экспериментальных кривых, выражающееся величиной

где VT(ti) и dP(тi) замеры, произведенные в моменты времени зависимости от времени объема вытесненной нефти и перепада давления, определенные теоретически путем решения задачи Баклея Леверетта [3] с использованием относительных фазовых проницаемостей (6), коэффициент, учитывающий различие в масштабах и размерности величин V2 и dP, V*2

и dP* их максимальные значения, измеренные в ходе проведения опытов. Методом последовательных приближений получены оценки ST 0,745, F1 0,035. Определенные по формулам (6) при указанных значениях параметров функции ОФП (1- для воды, 2- для нефти) приведены на фиг. 3, где для сравнения показаны результаты расчетов по методике прототипу: кружками ОФП для нефти, а закрашенными кружками ОФП для воды. Применение методики прототипа приводит к весьма большим погрешностям при определении ОФП для нефти (вычисления показывают, что относительная ошибка определения ОФП нефти в данном примере составляет 59,3%). Объясняется это тем, что объем вытесненной нефти после прорыва воды меняется очень медленно, поэтому дифференцирование экспериментальных данных приводит к существенным погрешностям.

Таким образом, предлагаемый способ надежней прототипа. Он также экономичен, так как эталонные кривые могут быть использованы в целых сериях экспериментов по исследованию вытеснения жидкостей из пористых сред с близкими физико-химическими свойствами. Используются доступные лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации
1. Лабораторные исследования по определению коэффициента вытеснения нефти водой и регулирования заводнения с помощью водных растворов химреагентов для условий продуктивных пластов Северо-Салымского месторождения. /Отчет о научно-исследовательской работе, этап 1 Определение коэффициента вытеснения нефти водой и относительных фазовых проницаемостей. БашНИПИНефть, Уфа 1993, 33 с.

2. Добрынин В. М. Ковалев Л. Г. Кузнецов А. М. и др. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. М. ВНИИОЭМГ, 1988.

3. Басниев К. С. Власов А. А. Кочина И. Н. и др. Подземная гидродинамика. А. Недра, 1986, 303 с.

Похожие патенты RU2097740C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ФУНКЦИЙ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ДЛЯ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД 1994
  • Хасанов М.М.
  • Кондаратцев С.А.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Латыпов А.Р.
  • Хатмуллин И.Ф.
RU2061221C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ, ФОРМИРУЮЩИХСЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 1995
  • Кондаратцев С.А.
  • Мухамедшин Р.К.
  • Хасанов М.М.
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Галеев Р.М.
RU2092691C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 1998
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2148169C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩИХ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТЕЙ ОТДЕЛЬНЫХ ПРОПЛАСТКОВ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА ПО ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ 1994
  • Хасанов М.М.
  • Кондаратцев С.А.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Латыпов А.Р.
  • Хатмуллин И.Ф.
RU2061220C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ СРЕДНЕЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЛОИСТОНЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА ПО ВЕЛИЧИНЕ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ 1994
  • Хасанов М.М.
  • Кондаратцев С.А.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Латыпов А.Р.
  • Хатмуллин И.Ф.
RU2061222C1
СПОСОБ ДОРАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1994
  • Латыпов А.Р.
  • Потапов А.М.
  • Манапов Т.Ф.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Телин А.Г.
  • Хасанов М.М.
RU2072033C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ГЛИНИЗИРОВАННЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ 2000
  • Карачурин Н.Т.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Тазиев М.З.
  • Халиуллин Ф.Ф.
  • Ахметов Н.З.
  • Файзуллин И.Н.
  • Владимиров И.В.
RU2166082C1
СПОСОБ ИНТЕНСИФИЦИРУЮЩЕЙ ПРИТОК НЕФТИ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНЫХ ЗОН СКВАЖИН 1994
  • Латыпов А.Р.
  • Манапов Т.Ф.
  • Баринова Л.Н.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Рязанцев А.Е.
RU2064574C1
СПОСОБ ВЫБОРА СКВАЖИН ДЛЯ ОТКЛЮЧЕНИЯ 1995
  • Хасанов М.М.
  • Хатмуллин И.Ф.
  • Мухамедшин Р.К.
  • Хисамутдинов Н.И.
  • Галеев Р.М.
RU2096607C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 2010
  • Кондауров Владимир Игнатьевич
  • Конюхов Андрей Викторович
  • Негодяев Сергей Серафимович
RU2442133C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 097 740 C1

Реферат патента 1997 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ

Использование: при исследовании процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения, например вытеснения нефти из пористых сред вытесняющих фазовых проницаемостей. Сущность изобретения: предварительно на эталонных образцах пористых сред со сходными физико-химическими свойствами проводят стационарные исследования со снятием эталонных кривых относительных фазовых проницаемостей, представляют полученные кривые аналитическими выражениями вида Y1 = Ф1(x1, P1,.., Pn), Y2 = Ф2(x2, q1,..., qm), (1), где x1= ln((s-Sc)/(ST - Sc)), x2 = ln(1- (s-Sc)/(ST-Sc)). y1 = ln(f1(S)F1), y2 = ln(f2(S)/F2), S - насыщенность пористой среды вытесняющим агентом, Sс - насыщенность вытесняющим агентом в связанном состоянии, Sт - предельная (максимально достижимая) насыщенность вытесняющим агентом, f1 (S) и f2 (S) - относительные фазовые проницаемости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости, F1 и F2 - относительные фазовые проницаемости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости при s = ST и s = Sc соответственно, P1, P2, . . ., Pn и q1, q2,..., qm - параметры, определяемые методом наименьших квадратов, причем при определении зависимостей (1) используют параметры Sc, St, F1, F2, характерные для эталонных образцов. Величины Sc, Sт, F1, F2, характеризующие свойства изучаемых в ходе нестационарных исследований образцов пористых сред, определяют из условия минимальности среднеквадратичного отклонения теоретически рассчитанных зависимостей от времени объема вытесненной из пористой среды жидкости и перепада давления от экспериментально полученных, после чего рассчитывают относительные фазовые проницаемости изучаемых образцов по выражениям вида (1) с использованием найденных по данным нестационарных исследований значений параметров Sc, ST, F1, F2. 3 ил., 3 табл.

Формула изобретения RU 2 097 740 C1

Способ определения относительных фазовых проницаемостей, включающий лабораторное исследование вытеснения жидкостей из образцов пористой среды с определением зависимости от времени объема закачанного агента вытеснения, объема вытесненной жидкости и перепада давления на образце пористой среды и последующую обработку эксспериментальных зависимостей для определения относительных фазовых проницаемостей, отличающийся тем, что предварительно на эталонных образцах пористых сред со сходными физико-химическими свойствами проводят стационарные исследования со снятием эталонных кривых относительных фазовых проницаемостей, представляют полученные кривые аналитическими выражениями вида I
Y1 Ф1(X1, Р1, Pn);
Y2 Ф22, q1, qm),
где Х1 ln((S Sc)/(St Sc));
X2 ln(1 (S Sc)/(St Sc));
Y1 ln(f1(S)/F1);
Y2 ln(f2(S)/F2);
S насыщенность пористой среды вытесняющим агентом;
Sc насыщенность вытесняющим агентом в связанном состоянии;
St предельная максимально достижимая насыщенность вытесняющим агентом;
f1(S) и f2(S) относительные фазовые проницаемости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости;
F1 и F2 относительные проницаемости вытесняющего агента и вытесняемой жидкости при S St и S Sc соответственно;
P1, P2, Pn и q1, q2,qm параметры, определяемые методом наименьших квадратов,
причем при определении зависимостей вида I используют параметры Sc, St, F1, F2, характерные для эталонных образцов, а величины Sc, St, F1, F2, характеризующие свойства изучаемых в ходе нестационарных исследований образцов пористых сред, определяют из условия минимальности среднеквадратичного отклонения теоретически раcсчитанных кривых вытеснения зависимостей от времени, объема вытесненной из пористой среды жидкости и перепада давления от экспериментально полученных кривых, после чего раcсчитывают относительные фазовые проницаемости изучаемых образцов по выражениям вида I с использованием найденных по данным нестационарных исследований значений параметров Sc, St, F1, F2.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 1997 года RU2097740C1

Добрынин В.М
и др
Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа
- М.: ВНИИОЭНТ, 1988, с.23 - 27.

RU 2 097 740 C1

Авторы

Хасанов М.М.

Телин А.Г.

Хисамутдинов Н.И.

Кондаратцев С.А.

Латыпов А.Р.

Карачурин Н.Т.

Даты

1997-11-27Публикация

1994-03-01Подача