СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ Российский патент 2002 года по МПК E21B43/00 E21B49/00 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию нефтяных пластов, в частности к определению остаточной нефтенасыщенности.

На данный момент известно много статистических зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности [1, 2] . Основным недостатком большинства является то, что в эти статистические зависимости входит один значимый параметр: коэффициент проницаемости или начальная нефтенасыщенность.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, описанный в работе [2] , взятый за прототип, по которому остаточная нефтенасыщенность определяется по следующей статистической зависимости:

где Sостн/н

- остаточная нефтенасыщенность; Sначн/н - начальная нефтенасыщенность; m - пористость; . ψ, θ- - коэффициенты, зависящие от особенностей строения пластов; - скорость фильтрации, м/сут.

Общей особенностью статистических зависимостей является то, что в их состав входят эмпирические коэффициенты, которые определяются на этапе обучения. Так, например, для определения эмпирических коэффициентов ψ, θ, из формулы (1) проводятся лабораторные исследования, в которых определяется остаточная нефтенасыщенность, строится статистическая зависимость и определяются эмпирические коэффициенты.

Недостатком этой зависимости является то, что при определении остаточной нефтенасыщенности используется пористость, которая меняется в узких пределах (от 18 до 23%). Нами предлагается использовать проницаемость k пористой среды, которая меняется в более широком диапазоне (от 0,010 до 1,000 мкм²).

Решаемая задача - увеличение точности определения остаточной нефтенасыщенности за счет более полного использования характеристик пористой среды, а также привлечения априорной информации.

Техническим результатом изобретения явится возможность более точного подсчета извлекаемых запасов нефти и более надежного контроля за разработкой месторождения.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как:
Sостн/н

= S^*-a•(1-Sначн/н)-b•(1-Sначн/н)ⁿ, (2)
где S^* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
Sостн/н, Sначн/н- остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
a, b -коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его;
в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией:
S^*= 1/(1+p•k^g, (3)
где k- коэффициент проницаемости;
p и q -коэффициенты;
и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (2).

В качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.

Во-первых, зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной проходит через начало координат.

Во-вторых, при низких значениях начальной нефтенасыщенности остаточная нефтенасыщенность будет равна начальной, т. е. кривая будет проходить по биссектрисе (производная этой функции при Sначн/н

= 0 равна 1).

Отсюда коэффициенты а и b определятся по формулам:
b= (1-S^*)/(n-1), (4)
а= 1-b•n, (5)
подставляя формулы (4) и (5) в формулу (2), запишем:

Авторами предлагаемого способа определения остаточной нефтенасыщенности впервые предложено при определении остаточной нефтенасыщенности использовать одновременно два значащих параметра:
- проницаемость и начальную нефтенасыщенность пористой среды, а также использовать априорную информацию.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Проведение геофизических исследований скважин.

2. Отбор керна и пластовых флюидов и проведение лабораторных исследований с определением проницаемости, а также начальной и остаточной нефтенасыщенности
3. Нахождение из зависимости (2) предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* в зависимости от задаваемого значения n.

4. Построение статистической зависимости предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* от коэффициента проницаемости и нахождение коэффициентов p и q.

5. Определение остаточной нефтенасыщенности по формуле (2).

Более детально последовательность операций может быть разбита на два этапа: обучения и непосредственного расчета и изложена соответственно в нижеследующем примере конкретного осуществления способа.

В качестве примера приведены расчеты остаточной нефтенасыщенности пласту БС₁₀ Мамонтовского месторождения как по предлагаемому методу, так и по прототипу [2] .

Расчет по предлагаемому методу:
I. Этап обучения
1. Отбор керна и пластовых флюидов. Проведение лабораторных опытов по определению проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности.

2. Произвольно задаемся значением n.

3. По формуле (6) находим S^* и заносим найденные значения в табл. 1.

4. Аппроксимируем эти точки зависимостью (3) и находим коэффициенты p и q.

5. Находим коэффициент корреляции К между значениями S^*, рассчитанными по формулам (3) и (6).

6. Задаемся новым значением n и повторяем п. п. 2-5 до тех, пор пока не найдем значение показателя нелинейности n, при котором коэффициент корреляции К будет максимальным.

II. Этап непосредственного расчета остаточной нефтенасыщенности
1. Проведение геофизических исследований - гамма каротажа и бокового каротажного зондирования с целью определения проницаемости начальной нефтенасыщенности проницаемости соответственно.

2. По формулам (4) и (5) находим коэффициенты а и b.

3. Зная проницаемость и начальную нефтенасыщенность, определяем остаточную нефтенасыщенность по формуле (2) (табл. 2).

На фиг. 1, а приведены результаты расчетов по прототипу, на фиг. 1, б - по предлагаемому способу. Коэффициент корреляции между значениями остаточной нефтенасыщенности, определенного предлагаемым способом и определенного лабораторным путем, составил 0,91, по прототипу - 0,58.

Видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ определения более точен.

Способ промышленно применим, так как используются доступное промысловое и лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации
1. Касов А. С. , Вашуркин А. И. , Свищев М. Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело". -1981. -36 с.

2. Черемисин Н. А. , Сонич В. П. , Батурин Ю. Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 1997. - N 9. -С. 58-61.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию нефтяных пластов, в частности к определению остаточной нефтенасыщенности. Техническим результатом является возможность более точного подсчета извлекаемых запасов нефти и более надежного контроля за разработкой месторождения. Способ включает проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров. Определение вида зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как
Sостн/н

= S^*-a•(1-Sначн/н)-b•(1-Sначн/н)ⁿ,
где S^* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
Sостн/н, Sначн/н - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
а, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности.

Из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность (S^*). При этом задаются значением показателя нелинейности (n), уточняя его. В процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости. Строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности (S^*) от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией (S^*= 1/(1+p•k^q), где k - коэффициент проницаемости; р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность Sостн/н

по вышеприведенной формуле. В качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной. 1 з. п. ф-лы, 2 табл. , 1 ил.

1. Способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как
Sостн/н

= S^*-a•(1-Sначн/н)-b•(1-Sначн/н)ⁿ, (1)
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности, равной 1;
Sостн/н, Sначн/н - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
a, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его, в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией S*= 1/(1+p•k^q), где k - коэффициент проницаемости, р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (1). 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.