СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТРЕХМЕРНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА Российский патент 2013 года по МПК E21B47/10 G01N15/00 

Описание патента на изобретение RU2479714C1

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования.

Одним из важнейших параметров при создании гидродинамических моделей является проницаемость пород. В настоящее время известно несколько способов определения проницаемости. Наиболее широко используется способ получения трехмерных распределений проницаемости с помощью интерполяции данных, полученных по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) на основе петрофизических зависимостей, полученных при анализе кернового материала (например, изобретение «Способ определения восстановления проницаемости горных пород», патент РФ №2224105, 30.08.2002). При этом используют проницаемость образцов, рассчитанную для газовой фазы.

Однако такую проницаемость нельзя использовать при гидродинамических расчетах, так как:

1) в случае если коллектор высокопроницаемый и слабосцементированный, образцы керна, отобранные из самых проницаемых пропластков, будут рассыпаться и проницаемость в модели будет заниженной;

2) в случае если коллектор глинистый и низкопроницаемый, проницаемость для газа в таких образцах будет намного выше проницаемости для нефти, в результате проницаемость в модели будет сильно завышена.

Кроме того, образцы будут непредставительны в случае неоднородного или трещиноватого пласта. Достоверности определений проницаемости с помощью ГИС также препятствует то, что на величину этого параметра помимо пористости влияют отсортированность зерен, их окатанность, тип цементирующего вещества, его распределение и количество.

Известны способы оценки проницаемости с помощью опробователя пластов на кабеле (ОПК) (например, изобретение «Постоянно эксцентрический опробователь пластов», патент РФ №2324818, 19.01.2004).

Однако при таком способе определения исследователь получает проницаемость по фильтрату бурового раствора в зоне изменения фильтрационных свойств («скиновой» зоне).

Еще одним офаничением ОПК является невозможность определения коэффициента продуктивности, необходимого для подбора насоса скважины, в связи с неполным охватом пласта, т.к. оценки носят точечный характер.

С этим же связано последнее ограничение ОПК - выборочные оценки могут быть непредставительны в случае большой вертикальной изменчивости пласта, как это бывает в карбонатном разрезе.

Также известны гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС), которые позволяют получать значения проницаемости, объективно отражающие условия фильтрации в пласте и потому наиболее пригодные для гидродинамических расчетов (например, изобретение «Способы и системы для определения свойств пластов подземных формаций», заявка №2008118158/03, 02.10.2006 или «Руководство по исследованию скважин» А.И.Гриценко и др. М., Наука, 1995, 523 с., глава 5 Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, с.257-300).

Данные методы позволяют определить лишь среднее по работающей мощности пласта значение проницаемости, то есть не дают расчленения разреза. Кроме того, по мере разработки месторождения состав добываемого флюида изменяется и, как следствие, меняется текущая фазовая проницаемость, определяемая по ГДИС (например, изобретение «Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта», патент РФ №2165017. 04.06.1999).

Задачей настоящего изобретения является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели.

Данная задача решается путем выполнения следующей последовательности действий:

1. В соответствии с аналогом во вскрывающих пласт скважинах проводят гидродинамические исследования (ГДИС), в результате чего по каждой из исследуемых скважин определяют значения проницаемости пласта .

Эти значения характеризуют среднюю по работающей мощности текущую фазовую проницаемость.

2. Во вскрывающих пласт скважинах определяют профиль по глубине h проницаемости пласта по ГИС kГИС(h).

3. В каждой из исследованных скважин по результатам ГИС оценивают значение текущей нефтенасыщенности В отсутствие данных ГДИС нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке φв и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти от нефтенасыщенности:

,

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности Kн;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности Kн;

µв - вязкость воды;

µн - вязкость нефти.

4. Полученное по ГДИС значение текущей фазовой проницаемости (или подвижности ) пересчитывают в первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды (с учетом значений фазовых проницаемостей при определенной по п.3 текущей насыщенности ) по формуле:

,

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности ;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости воды при текущей насыщенности ;

kфн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;

kфв - коэффициент подвижности водной части коллектора;

- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;

- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;

µв - вязкость воды;

µн - вязкость нефти.

5. По данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта .

6. В пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) .

7. Находят отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС .

8. С использованием данного отношения на основе известного распределения по глубине пласта проницаемости по ГИС kГИС(h) вычисляют неоднородную кривую (профиль) распределения проницаемости по ГДИС по разрезу пласта kГДИС(h).

9. Используя профили kГДИС(h) по всем исследованным скважинам, осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.

Пример практической реализации способа представлен на фиг.1-6.

На фиг.1 приведены результаты гидродинамических исследований по одной из скважин ***** месторождения.

На фиг.2 представлены результаты интерпретации цикла восстановления давления.

Согласно п.1 описания была определена средняя по работающей мощности текущая фазовая проницаемость по исследуемому пласту (0.4 мД).

На фиг.3 приведена таблица, представляющая результаты интерпретации ГИС по этим же скважине и пласту.

Согласно п.п.2 и 3 описания были оценены профиль проницаемости по глубине (колонка Кпр) и значения текущей нефтенасыщенности (колонка Кнг).

Рассчитанная в соответствии с п.4 на основе фазовой проницаемости проницаемость по нефти по остаточной воде составляет 0.4 мД.

Эффективная работающая мощность пласта (п.5 описания) составляет 11.8 м (по результатам ПГИ работает вся эффективная мощность пласта).

Средняя проницаемость по ГИС в пределах эффективной работающей мощности (п.6 описания) составила 3 мД.

Отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС (п.7 описания) составило:

На фиг.4 представлен профиль распределения проницаемости по ГДИС по разрезу исследуемого пласта, рассчитанный с учетом данного отношения (п.8 описания).

В результате корреляции данных профилей по всем исследованным скважинам (п.9 описания), вскрывающим данный пласт, было получено трехмерное распределение проницаемости (фиг.5).

Полученные в результате реализации заявляемого способа достоверные данные о распределении проницаемости по простиранию и мощности пласта позволили произвести качественную настройку истории разработки в цифровой гидродинамической модели пласта (фиг.6).

Похожие патенты RU2479714C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА 2011
  • Ипатов Андрей Иванович
  • Кременецкий Михаил Израилевич
  • Кокурина Валентина Владимировна
RU2482271C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОБВОДНЕННОСТИ И СОСТАВА ПРИТОКА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ 2012
  • Белохин Василий Сергеевич
  • Калмыков Георгий Александрович
  • Кашина Наталия Леонидовна
RU2505676C2
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2013
  • Грачев Сергей Иванович
  • Хайруллин Амир Атауллович
  • Хайруллин Азат Амирович
RU2522494C1
Способ контроля разработки месторождений с оценкой выработки запасов вязкопластичной нефти на стадии обводнения пласта 2017
  • Силантьева Анастасия Михайловна
  • Ольховская Валерия Александровна
  • Губанов Сергей Игоревич
RU2682830C1
СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ 2019
  • Ипатов Андрей Иванович
  • Кременецкий Михаил Израилевич
  • Лазуткин Дмитрий Михайлович
RU2707311C1
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 ОПЕРАТИВНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2011
  • Поплыгин Владимир Валерьевич
  • Галкин Сергей Владиславович
  • Иванов Сергей Анатольевич
RU2480584C1
СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ 2000
  • Кондаратцев С.А.
  • Денисов В.В.
RU2183268C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОДЫ 2007
  • Скрипкин Антон Геннадьевич
RU2360233C1
СПОСОБ ДОСТОВЕРНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВЫТЕСНЕНИЯ И ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ 2010
  • Закиров Сумбат Набиевич
  • Николаев Валерий Александрович
  • Закиров Эрнест Сумбатович
  • Индрупский Илья Михайлович
  • Аникеев Даниил Павлович
  • Васильев Иван Владимирович
RU2445604C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 479 714 C1

Реферат патента 2013 года СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТРЕХМЕРНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. Техническим результатом является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели. Способ включает определение на основе результатов гидродинамических исследований скважин, вскрывающих пласт, осредненных по разрезу значений текущей фазовой проницаемости, пересчет текущей фазовой проницаемости на первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды с учетом термобарических условий в пласте и информации об относительных фазовых проницаемостях для каждой исследованной скважины, вычисление неоднородной кривой первоначальной проницаемости по разрезу с учетом результатов геофизических исследований в открытом стволе и профилей притоков работающих фаз, корреляцию кривых и построение трехмерного распределения проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.

Формула изобретения RU 2 479 714 C1

1. Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, включающий проведение гидродинамических исследований вскрывающих пласт скважин, определение по каждой из исследуемых скважин значений проницаемости пласта , определение средней текущей фазовой проницаемости или подвижности , отличающийся тем, что по глубине h определяют профиль проницаемости пласта kГИС(h), затем оценивают значение текущей нефтенасыщенности по каждой из исследованных скважин , после чего значение текущей фазовой проницаемости пересчитывают в значение первоначальной проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды по формуле:

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности ;
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при текущей насыщенности ;
kфн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;
kфв - коэффициент подвижности водной части коллектора;
- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;
- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;
µв - вязкость воды;
µн - вязкость нефти;
далее по данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта , в пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость , находят отношение первоначальной проницаемости, определенной по гидродинамическим исследованиям к проницаемости, определенной по геофизическим исследованиям , и на основе распределения проницаемости по глубине пласта kГИС(h) вычисляют неоднородную кривую распределения проницаемости по разрезу пласта kГДИС(h), используя профили kГДИС(h) по всем исследованным скважинам, и осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке φв и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти от нефтенасыщенности

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности Kн;
- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности Kн;
µв - вязкость воды;
µн - вязкость нефти.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2013 года RU2479714C1

СПОСОБЫ И СИСТЕМЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВ ПОДЗЕМНЫХ ФОРМАЦИЙ 2006
  • Крейг Дэвид П.
RU2432462C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ВОДОНЕФТЯНОГО ПЛАСТА 1999
  • Арье А.Г.
  • Желтов М.Ю.
  • Кильдибекова Л.И.
  • Федорова Н.Д.
  • Шаевский О.Ю.
RU2165017C2
СЕРДЕЧНИК ДЛЯ ИНДУКЦИОННЫХ КАТУШЕК 1926
  • В. Элерс
SU7037A1
Приспособление для направления воды, поступающей к гребному винту судна 1926
  • Г. Гасс
SU10969A1

RU 2 479 714 C1

Авторы

Ипатов Андрей Иванович

Гуляев Данила Николаевич

Кременецкий Михаил Израилевич

Черноглазова Наталья Николаевна

Даты

2013-04-20Публикация

2011-08-24Подача