СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ЗАЛЕЖИ ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ Российский патент 2010 года по МПК E21B47/00 

Описание патента на изобретение RU2385413C1

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.

Похожие патенты RU2385413C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ КОНДЕНСАТОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ГАЗОКОНДЕНСАТНОМ ПЛАСТЕ-КОЛЛЕКТОРЕ 2008
  • Динариев Олег Юрьевич
  • Сиббит Алан
  • Шандрыгин Александр Николаевич
RU2386027C1
Способ определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта и способ увеличения нефтеотдачи с его использованием 2020
  • Мухаметзянов Искандер Зинурович
  • Главнов Николай Григорьевич
  • Кременецкий Михаил Израилевич
  • Ридель Александр Александрович
  • Пенигин Артем Витальевич
  • Вершинина Майя Владимировна
RU2752802C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ВАРИАНТЫ) 2013
  • Калинкин Александр Вячеславович
  • Алексеев Денис Леонидович
  • Урумян Антон Альбертович
  • Игнатьев Артем Викторович
  • Кучеров Георгий Геннадьевич
  • Бугрий Оксана Евстахиевна
  • Габуния Георгий Борисович
RU2530031C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ГАЗОНЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2013
  • Тимчук Александр Станиславович
  • Иванцов Николай Николаевич
RU2547530C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ИЛИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ 2008
  • Харисов Ринат Гатинович
  • Ахмедов Нурмухаммад Ахмедович
  • Бабаджанов Ташпулат Лепесович
  • Дияшев Расим Нагимович
  • Екименко Валентина Александровна
  • Мухамадеев Рамиль Сафиевич
RU2346148C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНОГО МАССИВНОГО ИЛИ МНОГОПЛАСТОВОГО ГАЗОНЕФТЯНОГО ИЛИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2009
  • Дияшев Расим Нагимович
  • Харисов Ринат Гатинович
  • Рябченко Виктор Николаевич
  • Савельев Анатолий Александрович
  • Зощенко Николай Александрович
RU2432450C2
СПОСОБ ОЦЕНКИ ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ В ПОРОВОМ ПРОСТРАНСТВЕ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КОМПЛЕКСОМ НЕЙРОННЫХ МЕТОДОВ 2018
  • Егурцов Сергей Алексеевич
  • Арно Олег Борисович
  • Зинченко Игорь Александрович
  • Арабский Анатолий Кузьмич
  • Иванов Юрий Владимирович
  • Кирсанов Сергей Александрович
  • Меркулов Анатолий Васильевич
  • Лысенков Александр Иванович
  • Филобоков Евгений Иванович
  • Нигматов Азат Тагирьянович
RU2692088C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ И ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2015
  • Данько Михаил Юрьевич
  • Грандов Дмитрий Вячеславович
  • Архипов Виталий Николаевич
  • Бриллиант Леонид Самуилович
  • Кокорин Дмитрий Андреевич
  • Николаев Максим Николаевич
RU2606740C1
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА 1993
  • Кучурин Е.С.
RU2113723C1
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОЙ ЗАЛЕЖИ 2012
  • Хисметов Тофик Велиевич
  • Сансиев Георгий Владимирович
  • Бернштейн Александр Михайлович
  • Масловский Феликс Викторович
  • Хальзов Александр Анатольевич
  • Фирсов Владислав Владимирович
  • Тупицын Андрей Михайлович
  • Солохин Виталий Юрьевич
  • Ликутов Александр Рюрикович
RU2509877C1

Реферат патента 2010 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ СКВАЖИНЫ В ЗАЛЕЖИ ЛЕТУЧЕЙ НЕФТИ

Изобретение относится к разработке залежей летучей нефти и может быть использовано для определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне добывающей скважины в пласте-коллекторе. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения значения газонасыщенности в призабойной зоне как обсаженной, так и необсаженной скважины. Для чего до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида. Для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности. Предполагаемую газонасыщенность определяют путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости. В процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж. Сравнивают измеренные сигналы нейтронного каротажа и сигналы созданной численной модели. Определяют текущую газонасыщенность по результатам совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа. 1 з.п. ф-лы.

Формула изобретения RU 2 385 413 C1

1. Способ определения текущей газонасыщенности в призабойной зоне скважины в пласте летучей нефти, в соответствии с которым до начала эксплуатации скважины измеряют параметры пласта-коллектора и пластового флюида традиционными методами каротажа, включая нейтронный, и путем анализа проб керна и флюида, для эксплуатационной скважины создают численную модель изменения сигналов нейтронного каротажа для измеренных параметров пласта, пластового флюида и предполагаемой газонасыщенности, определяемой путем гидродинамического моделирования состава газонефтяной смеси для измеренных параметров пласта, пластового флюида и функций фазовой проницаемости, а в процессе эксплуатации при снижении продуктивности скважины осуществляют нейтронный каротаж, затем сравнивают измеренные сигналы с сигналами созданной численной модели и определяют текущую газонасыщенность на основе обеспечения совпадения измеренных и смоделированных сигналов нейтронного каротажа.

2. Способ определения текущей газонасыщенности по п.1, отличающийся тем, что 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 ее состав и точку насыщения.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2010 года RU2385413C1

Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений 1986
  • Абдуллаев Теймур Ибрагим-Оглы
  • Бахишев Вагиф Юсуп-Оглы
  • Берман Лев Борисович
  • Берман Светлана Самуиловна
  • Гумбатов Гасан Гашим-Оглы
  • Караш Оскар Эдуардович
  • Касумов Сабир Мамед-Оглы
  • Кульпин Леонид Григорьевич
  • Мирзаджанзаде Азад Халил-Оглы
  • Соколов Алексей Владимирович
  • Чубанов Отто Викторович
  • Эйдлин Борис Семенович
SU1714096A1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТОВ 1972
SU429398A1
Способ определения газонасыщенности пластов 1976
  • Малеванский Владимир Дмитриевич
  • Тах Александр Викторович
SU589382A1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2003
  • Урманов Э.Г.
  • Шкадин М.В.
RU2232409C1
СПОСОБ ЛОКАЛЬНЫХ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН 2000
  • Будников В.Ф.
  • Гераськин В.Г.
  • Юрьев В.А.
  • Нудьга В.Г.
  • Черненко А.М.
  • Шабров С.Н.
  • Шостак А.В.
  • Царькова Л.М.
  • Захаров А.А.
RU2196228C2
US 3817328 А, 18.06.1974
ЗОТОВ Г.А
Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин
- М.: Недра, 1981, с.301.

RU 2 385 413 C1

Авторы

Динариев Олег Юрьевич

Сиббит Алан

Шандрыгин Александр Николаевич

Даты

2010-03-27Публикация

2008-09-30Подача