СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОБВОДНЕННОСТИ И СОСТАВА ПРИТОКА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2014 года по МПК E21B49/00 G01V5/14 G01N1/00 

Описание патента на изобретение RU2505676C2

Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности Кн, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока Коп.

Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.

Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (Кн - коэффициент текущей нефтенасыщенности, Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.

Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности Кно) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.

Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.

Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.

На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.

Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Согласно изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=а*(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:

,

где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения, Кво - коэффициент остаточного водонасыщения, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.

Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.

На рис.1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис.2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и Кн. На рис.3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин.

Предложенный способ включает следующие шаги:

1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей

1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.

1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].

1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (Кпрв) и по нефти (Кпрн) от коэффициента текущей водонасыщенности Кв (рис.1).

1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости):

,

где Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.

1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости и . Проводится оценка стандартной ошибки и .

1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.

2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости

2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (Кво), коэффициента поритстости (Кп) и коэффициента глинистости (Кгл).

2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1]:

Кво=а*(Кглп)+b.

3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу ГИС [4, 7].

4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов

Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.

4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:

4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт ρзп [7].

4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасыщенности с использованием следующего уравнения:

где ρв - это сопротивление пластовой воды. А, m, В, n - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.

5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов

5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения Kво используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости:

Кво=а*(Кглп)+b,

где а, b - петрофизические коэффициенты (п.2), Кгл и Кп - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).

6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов

Определение Кн по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].

7 Определение коэффициента обводненности притока Коп

,

где µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды.

8 Определение ожидаемого состава притока

Для определения ожидаемого состава притока строится кривая Коп от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис.2):

8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».

8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».

8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».

8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода».

Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.

На рис.3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта-коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.

Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.

9 Список литературы

1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. - Москва, 2001.

2. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.

3. В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. - 2003.

4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.

5. Калмыков Г.А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно-практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г.Тюмень, 12-13 октября 2004 г.

6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.

7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.

8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации. // Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.

9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В.И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.

Похожие патенты RU2505676C2

название год авторы номер документа
Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин 2003
  • Афанасьев В.С.
  • Афанасьев С.В.
  • Афанасьев А.В.
RU2219337C1
Способ построения геологических и гидродинамических моделей месторождений нефти и газа 2020
  • Арефьев Сергей Валерьевич
  • Шестаков Дмитрий Александрович
  • Юнусов Радмир Руфович
  • Балыкин Андрей Юрьевич
  • Мединский Денис Юрьевич
  • Шаламова Валентина Ильинична
  • Вершинина Ирина Викторовна
  • Гильманова Наталья Вячеславовна
  • Коваленко Марина Александровна
RU2731004C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПЛАСТА 2011
  • Ипатов Андрей Иванович
  • Кременецкий Михаил Израилевич
  • Кокурина Валентина Владимировна
RU2482271C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2003
  • Урманов Э.Г.
  • Шкадин М.В.
RU2232409C1
Способ определения насыщенности низкопроницаемых пластов 2018
  • Колонских Александр Валерьевич
  • Жонин Александр Владимирович
  • Михайлов Сергей Петрович
  • Фёдоров Александр Игоревич
  • Муртазин Рамиль Равилевич
RU2675187C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ ПО КОМПЛЕКСУ ГИС НА ОСНОВАНИИ ИМПУЛЬСНЫХ НЕЙТРОННЫХ МЕТОДОВ КАРОТАЖА 2012
  • Белохин Василий Сергеевич
  • Калмыков Георгий Александрович
  • Кашина Наталия Леонидовна
RU2503040C1
Способ определения коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах 2023
  • Коваленко Казимир Викторович
  • Мартынов Виктор Георгиевич
  • Лазуткина Наталья Евгеньевна
RU2805293C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ 2012
  • Хисамов Раис Салихович
  • Халимов Рустам Хамисович
  • Торикова Любовь Ивановна
  • Мусаев Гайса Лёмиевич
  • Махмутов Фарид Анфасович
RU2487239C1
Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин 2017
  • 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
RU2672780C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД 1994
  • Добрынин В.М.
  • Бродский П.А.
  • Городнов А.В.
  • Добрынин С.В.
  • Черноглазов В.Н.
RU2043495C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 505 676 C2

Реферат патента 2014 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОБВОДНЕННОСТИ И СОСТАВА ПРИТОКА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа. Способ включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a*(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. 3 ил.

Формула изобретения RU 2 505 676 C2

Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины, включающий проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн), отличающийся тем, что предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв,nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a·(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:
,
где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения,
Кво - коэффициент остаточного водонасыщения,
Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде,
nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости,
nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости,
µн - коэффициент динамической вязкости нефти,
µв - коэффициент динамической вязкости воды,
далее по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2014 года RU2505676C2

Способ определения геологических свойств терригенной породы в около скважинном пространстве по данным геофизических исследований разрезов скважин 2003
  • Афанасьев В.С.
  • Афанасьев С.В.
  • Афанасьев А.В.
RU2219337C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕКУЩЕЙ НЕФТЕ- И ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ В ОБСАЖЕННЫХ СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ 2003
  • Урманов Э.Г.
  • Шкадин М.В.
RU2232409C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД 1994
  • Добрынин В.М.
  • Бродский П.А.
  • Городнов А.В.
  • Добрынин С.В.
  • Черноглазов В.Н.
RU2043495C1
СЕРДЕЧНИК ДЛЯ ИНДУКЦИОННЫХ КАТУШЕК 1926
  • В. Элерс
SU7037A1

RU 2 505 676 C2

Авторы

Белохин Василий Сергеевич

Калмыков Георгий Александрович

Кашина Наталия Леонидовна

Даты

2014-01-27Публикация

2012-04-06Подача