СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО ДЕБИТА СКВАЖИНЫ Российский патент 2003 года по МПК E21B47/10 E21B49/00 

Изобретение относится к области газонефтяной промышленности, в частности к способам определения потенциального дебита скважин, и может быть использовано при контроле качества строительства скважин, применении методов воздействия на пласт и других работах, связанных с добычей нефти и газа.

На всех этапах освоения нефтегазовых месторождений требуется точная оценка потенциальных дебитов скважин на основе дифференцированного определения фильтрационных свойств продуктивного пласта.

Известен способ определения потенциального дебита скважины [Стандарт ОАО "Татнефть". "Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан", Казань, 1999, 23 с.], включающий статистическую обработку промысловых наблюдений.

Недостатком этого способа является ограниченность его использования за счет того, что обработке подвергается один конкретный объект при достаточном количестве промысловых данных. Кроме того, способ не отличается точностью.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ определения потенциального дебита скважины [см. Кнеллер Л.Е., Рындин В.Н., Плохотников А.Н. "Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин в условиях осложненных коллекторов по данным ГИС", М. , 1991, 65 с., серия: разведочная геофизика; Обзор/ВИЭМС, МГП, "Геоинформмарк"], включающий определение абсолютной проницаемости интервала пласта, толщины пласта, депрессии на пласт, радиуса контура дренажа и радиуса скважины.

Недостатком является то, что абсолютная проницаемость интервала пласта определяется по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости без учета фильтрационной неоднородности пласта. В результате, неоднородный пласт представляется усредненной моделью, а следовательно, значение потенциального дебита определяется приблизительно.

Технической задачей предлагаемого способа является повышение точности определения потенциального дебита скважины за счет дифференцированного определения абсолютной проницаемости и соответствующей толщины пласта.

Поставленная техническая задача достигается описываемым способом определения потенциального дебита скважины, включающим определение абсолютной проницаемости по петрофизическим зависимостям проницаемости от пористости и толщины пласта.

Новым является то, что перед построением зависимости абсолютной проницаемости от пористости выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.

По результатам анализа кернового материала для изучаемого геологического объекта (горизонта) строится распределение комплексного параметра - индекса перколяции:
Iр = а*(Кпр/Кп)^0,5 / [Кп/(100-Кп)] ) , мкм
где Кпр - значение абсолютной проницаемости, 10^-3 мкм²;
Кп - значение пористости, %;
а - константа, учитывающая геометрию поровых каналов и форму элементов укладки (зерен).

По характеру распределения индекса перколяции выделяются группы коллекторов с различными фильтрационными свойствами, для которых строятся петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления, которые в дальнейшем используются для определения абсолютной проницаемости по результатам геофизических исследований скважин.

На основании проведенных исследований на керновом материале, по результатам геофизических исследований скважины продуктивный пласт дифференцируется на отдельные слои с различными фильтрационными свойствами, а следовательно, и с различными потенциальными дебитами.

Применение предлагаемого способа позволяет не только реально оценить потенциальный дебит, но и открывает широкие возможности для планирования и осуществления процессов управления нефтяным пластом - выбор интервалов перфорации и глушения, подбор методов увеличения нефтеотдачи, прогноз показателей разработки пласта по времени, например степени обводненности продукции и т.д., благодаря объективной оценке распределения фильтрационных свойств пласта по толщине.

Способ осуществляется в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

По результатам анализа образцов керна (662 образца), отобранного из бобриковского горизонта Сабанчинского месторождения, определены петрофизические характеристики - пористость и абсолютная проницаемость и вычислен индекс перколяции для каждого образца. Получены зависимости абсолютной проницаемости (Кпр) от пористости (Кп) для различных групп коллекторов в зависимости от значений индекса перколяции. При значениях индекса перколяции 0,1 мкм и менее абсолютная проницаемость равна: Кпр = 0,0000103*Кп ⁴'⁸⁶² , при значениях индекса перколяции от 0,1 до 0,2 мкм Кпр = 0,00593*Кп^3,622, при значениях индекса перколяции более 0,2 мкм -Кпр=0,554*Кп²'⁵²³.

После чего выбираем конкретную скважину, например скважину 1544 Сабанчинского месторождения. В интервале глубин 1210,7 - 1224,7 м были определены значения индекса перколяции и выделены следующие пропластки коллекторов с присущими им фильтрационными свойствами:
1210,7 - 1213,0 м и 1214,0 - 1217,5 м - коллектора с индексом перколяции более 0,2 мкм;
1213,0 - 1214,0 м и 1217,5 - 1218,8 м - коллектора с индексом перколяции от 0,1 до 0,2 мкм;
1218,8 - 1224,7 м с индексом перколяции менее 0,1 мкм.

По величине индекса перколяции были выбраны соответствующие петрофизические зависимости и определены значения абсолютной проницаемости. На фиг. 1 приведена дифференциация фильтрационных свойств пласта по глубине залегания. На фиг. 1а показаны изменения значений пористости и индекса перколяции по глубине залегания пласта, а на фиг. 1б - изменения значений абсолютной проницаемости, определенные по предлагаемому способу и по прототипу. Видно, что значения абсолютной проницаемости, определенные по прототипу, отличаются от значений, определенных по предлагаемому способу. Причем в коллекторах со значениями индекса перколяции более 0,2 мкм проницаемость по прототипу ниже, а в коллекторах со значениями индекса перколяции менее 0,1 мкм - выше проницаемости, определенной по предлагаемому способу.

Для выделенных пропластков были определены коэффициенты потенциального дебита по известной формуле:
q = 2*π*Kпр*h / (μ*ln(rк/rскв),
где q - коэффициент потенциального дебита, т/сут*МПа,
h - толщина пропластка, м,
Кпр - абсолютная проницаемость, 10^-3 мкм²,
π - число "пи" (π =3,14...),
μ - вязкость пластовой нефти, спуаз,
ln(rк/rскв) - натуральный логарифм отношения радиуса дренажа скважины к радиусу скважины.

В приведенных ниже расчетах для бобриковских отложений Сабанчинской площади, по промысловым данным принято - вязкость нефти 19,5 спуаз; ln(rк/rскв)=7,5.

0,864*10^-3 - коэффициент приведения единиц.

Так, например, потенциальный дебит скважины 1544 по предлагаемому способу:
в интервале 1210,7 - 1213,0 м :
ql = 0,864* 10^-3*2*3,14*(2,3*1363,37)/(19,5*7,5)= 0,12 т/сут*МПа;
в интервале 1213,0 - 1214,0 м :
q2 = 0,864* 10^-3*2*3,14(1,0*683,67)/(19,5*7,5) = 0,03 т/сут*МПа;
в интервале 1214,0 - 1217,5 м :
q3 = 0,864* 10^-3*2*3,14*(3,5*1438,76)/(19,5*7,5) = 0,19 т/сут*МПа;
в интервале 1217,5 - 1218,0 м :
q4 = 0,864* 10^-3*2*3,14*(1,3*534,62)/(19,5*7,5) = 0,03 т/сут*МПа;
в интервале 1218,0 - 1224,7 м :
q5 = 0,864* 10^-3*2*3,14*(5,9*12,41)/(19,5*7,5) = 0,00 т/сут*МПа;
Итого по скважине:
q = (0,12+0,03+0,19+0,03+0,00) = 0,37 т/сут*МПа.

При расчетах по прототипу нет возможности дифференцировать продуктивный пласт на типы коллекторов по их фильтрационным свойствам. Поэтому применяется одна зависимость абсолютной проницаемости от пористости по всему разрезу продуктивной части пласта. Кроме того, разбиение на пропластки также осуществляется более обобщенно. Так, по прототипу в скважине 1544 были выделены следующие интервалы:
1210,7 - 1213,8 м; 1214,0 - 1215,0 м; 1215,4 - 1219,2 м. В выделенных интервалах был определен потенциальный дебит и затем потенциальный дебит всей скважины.

Определения по прототипу дали следующие результаты:
в интервале 1210,7 - 1213,8 м:
ql = 0,864*10^-3*2*3,14*(3,l*675,24)/(19,5*7,5)=0,08т/cyт*MПa;
в интервале 1213,0-1214,0 м:
q2 = 0,864* 10^-3*2*3,14*(l,0*544,01)/(19,5*7,5) = 0,02 т/сут*МПа;
в интервале 1214,0 - 1217,5 м :
q3 = 0,864* 10^-3*2*3,14*(3,8*1093,12)/(19,5*7,5) = 0,15 т/сут*МПа.

Итого по скважине:
q = (0,08+0,02+0,15) = 0,25 т/сут*МПа.

Сравнительный анализ полученных значений расчета профиля потенциального дебита по предлагаемому способу и по прототипу показан на фиг. 2.

Суммарный коэффициент потенциального дебита в скважине 1544 составил 0,37 т/сут*МПа, в то время как по прототипу он составляет - 0,25 т/сут*МПа.

Затем были проанализированы промысловые данные по шести скважинам Сабанчинского месторождения в период их безводной работы. В таблице приведены результаты сравнения потенциальных и реально полученных дебитов.

Из таблицы видно, что фактические дебиты скважин от их потенциальных значений составляют 0,22 - 0,91.

Таким образом, предлагаемый способ не только повышает точность оценки потенциального дебита скважины за счет дифференциации фильтрационных свойств неоднородных коллкекторов, но и дает возможность оптимального выбора интервалов перфорации продуктивных пластов и уточнения параметров при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности и может быть использовано при контроле качества строительства скважин, применении методов воздействия на пласт и других работах, связанных с добычей нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение точности оценки потенциального дебита скважины за счет дифференциации фильтрационных свойств неоднородных коллекторов и возможность оптимального выбора интервалов перфорации продуктивных пластов и уточнения параметров при подсчете запасов и разработке нефтяных и газовых месторождений. Для этого выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала. По результатам его анализа определяют индекс перколяции для каждого образца. Строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость. По характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами. Затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине. 2 ил. , 1 табл.

Способ определения потенциального дебита скважины, включающий определение абсолютной проницаемости по петрофизической зависимости проницаемости от пористости и толщины пласта, отличающийся тем, что выделяют геологический объект и проводят отбор кернового материала, по результатам анализа которого определяют индекс перколяции для каждого образца, строят петрофизические зависимости абсолютной проницаемости от пористости и индекса перколяции от удельного электрического сопротивления и по ним определяют абсолютную проницаемость, по характеру индекса перколяции разделяют коллекторы на группы с различными физическими фильтрационными свойствами, затем определяют толщину пласта, выделяют пропластки по их фильтрационным свойствам и определяют потенциальный дебит каждого пропластка и суммарный по скважине.