Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода Российский патент 2018 года по МПК G01N15/08 E21B43/20 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и разработки нефтяных месторождений и является петрофизической основой подсчета извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.

Для понимания существа вопроса, следует указать, что Башкирский свод - это положительная тектоническая структура Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В тектоническом плане расположен на территории Восточно-Европейской платформы. Развит на севере Башкортостана и юго-востоке Пермской края. Отложения башкирского яруса представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение и в нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Абсолютные отметки кровли башкирского яруса в пределах Башкирского свода находятся в диапазоне от -800 м до -1000 м [Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. - 335 с.].

Известны универсальные способы определения коэффициента вытеснения нефти, применимые для различных отложений (Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И. - Пермь, 1980. - 12 с. и Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. - Пермь, 1988. - 12 с.), включающие отбор образцов, определение проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, а также определение дополнительно количества смол силикагелевых и асфальтенов в нефти. При этом значение коэффициента вытеснения нефти Квт водой, согласно указанным известным рекомендациям, рассчитывают по соответствующей математической формуле, с учетом измеренных значений проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, количества в нефти смол силикагелевых и асфальтенов.

Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем специальном оборудовании для моделирования пластовых условий. Кроме того, эти известные способы не отличаются высокой точностью (относительная погрешность - 5,9-6,2%; абсолютная погрешность - 3,2-3,4%).

Также известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, описанный в автореферате к диссертации «Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях» (автор Хижняк Г.П., 2012 (http://www.dissercat.com/content/kompleksnoe-reshenie-problemy-otsenki-koeffitsienta-vytesneniya-nefti-v-razlichnykh-geologo-), согласно которому производят отбор образцов, определяют проницаемость продуктивной породы по нефти (Кпрн), вязкость (μ_н) нефти, а значение коэффициента вытеснения нефти для образца устанавливают с использованием отношения указанных выше параметров: Кпрн/μ_н.

Недостатком указанного известного способа является недостаточная точность результатов по установлению коэффициента вытеснения нефти, а именно: относительная погрешность - находится в диапазоне 7,5-12,5%; абсолютная погрешность - 4,9-8,4%.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях), который можно использовать для любых видов горных пород, в том числе, и для башкирских карбонатных отложений Башкирского свода. Согласно известному способу производят изготовление из керна стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование содержащейся нефти из изготовленных образцов, высушивание их до постоянной массы, и измерение размеров цилиндрических образцов, после чего производят определение коэффициента пористости (Кп) образца, его коэффициента проницаемости по газу (Кпрг), далее выполняют водонасыщение под вакуумом проэкстрагированных образцов пластовой водой, создают остаточную водонасыщенность (Ков), соответствующую начальному максимальному нефтенасыщению, производят донасыщение нефтью и выдерживают несколько часов при заданных давлении и температуре. Вытеснение нефти из образца производится с постоянной заданной скоростью, посредством прессов или насосов. Коэффициент вытеснения нефти Квт в известном способе определяют по формуле:

Квт=Vн/Vн.нач,

где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.;

Vн.нач - объем нефти, первоначально содержащейся в образце, определяемый по разности объемов пустот и остаточной воды, см³;

Vн - объем вытесненной из образца нефти, см³.

Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого испытания, что усложняет способ.

Кроме того, точность определения Квт указанным известным способом составляет величину 5% и более, что может привести к ошибочным выводам при подсчете запасов нефти в пласте.

Таким образом, опыт определения коэффициента вытеснения нефти показал, что применяемые в настоящее время известные способы определения не обладают достаточной точностью и надежностью в плане обеспечения достоверности результатов.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Башкирского свода, за счет увеличения при его определении числа информационных показателей и определенной взаимосвязи между ними.

Дополнительным техническим результатом является упрощение способа, за счет исключения длительных и трудоемких лабораторных операций по определению коэффициента вытеснения нефти, и за счет того, что при его реализации используют параметры образца, определяемые в массовом порядке при стандартных лабораторных исследованиях керна.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Башкирского свода изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μ_н,, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производится вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности и определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, и далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, новым при этом является то, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:

Z=96,2606+48,8722⋅Ков-41,1925⋅ρ-78.8568⋅Кп,

где Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;

ρ - объемная плотность горной породы, г/см³;

Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:

- при Z>0 - горную породу относят к первому классу;

- при Z<0 - ко второму классу;

далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М1 по формуле:

Квт^М1=А0+А1⋅Ков+А2⋅μ_н+А3⋅ρ+А4⋅Кп,

где А0, A1, А2, A3 и А4 - коэффициенты и равны: А0=6,2282,

А1=-0,5105, А2=0,0122, А3=-2,2167, А4=-4,3314.

Таким образом для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М1 по формуле:

Квт^М1=6,2282-0,5105⋅Ков+0,0122⋅μ_н-2,2167⋅ρ-4,3314⋅Кп,

а для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М2 по следующей формуле:

Квт^М2=В0+B1⋅μ_н+В2⋅Кпрг+В3⋅(Кп/ρ)+В4⋅ρ,

где В0, B1, В2, В3 и В4 - коэффициенты и равны: В0=2,2325,

В1=-0,0079, В2=0,2005, В3=-3,4625, В4=-0,5951.

Таким образом для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М2 по следующей формуле:

Квт^М2=2,2325-0,0079⋅μ_н+0,2005⋅Кпрг-3,4625⋅(Кп/ρ)-0,5951⋅ρ,

где

Квт^M1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;

Квт^М2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;

Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм²;

μ_н - вязкость нефти, мПа⋅с.

Значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и остаточной водонасыщенности Ков, объемной плотности горной породы ρ и известному значению вязкости нефти μ_н.

Поставленный технический результат достигается за счет следующего.

Для понимания существа вопроса следует пояснить, что башкирские карбонатные отложения Башкирского свода, расположенного на юго-востоке Пермского края и севере Башкортостана, являются одними из основных объектов нефтедобычи в этих регионах. Коэффициент вытеснения нефти, входя в основную формулу подсчета извлекаемых запасов нефти, является петрофизической основой их подсчета в породах, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.

Благодаря расширению количества используемых в предлагаемом способе информационных показателей (помимо определения стандартных характеристик: коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, коэффициента пористости Кп, коэффициента проницаемости образца по газу Кпрг и вязкости нефти μ_н, дополнительно определяется объемная плотность ρ горной породы), а также благодаря разнесению пород по классам, возникает возможность дифференцированно оценить коэффициент вытеснения нефти водой различных зон продуктивных пластов и достоверно оценить извлекаемые запасы в башкирских карбонатных отложениях Башкирского свода.

За счет того, что экспериментальным путем были получены определенные зависимости для математического расчета Квт для горных пород первого и отдельно для пород второго класса, обеспечивается дополнительная информационная связь указанных выше параметров образца между собой, что делает предлагаемый способ достоверным и точным.

Для доказательства такого вывода, приводим иллюстрацию в виде двух рисунков. На Рис. 1 приведена зависимость модельного, т.е. математически рассчитанного по уравнению (1) значения Квт^M, от экспериментального значения Квт без разделения данных на классы, полученная при реализации предлагаемого способа с использованием параметра «объемная плотность ρ горной породы»:

На Рис. 2 - приведена полученная при реализации предлагаемого способа аналогичная зависимость с разделением исходных данных на классы. Модельные (расчетные) значения Квт^М1 (для горной породы первого класса) и Квт^М2 (для горной породы второго класса), рассчитаны по уравнениям (2) и (3):

Корреляционное поле фактических и рассчитанных по уравнениям (2) и (3) значений коэффициента вытеснения (рис. 2) показывает, что они хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,007 д.ед. и средней относительной

Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой достоверностью определить значение Квт по данным стандартных исследований керна. Статистически обоснованы регрессионные уравнения для оценки Квт в башкирских карбонатных отложениях месторождений Башкирского свода.

Благодаря исключению ряда лабораторных операций, влекущих за собой необходимость использования дорогостоящего оборудования и требующих значительных временных затрат, способ является простым в реализации.

При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).

1. Из керна продуктивных карбонатных пластов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Павловского и Гондыревского месторождений Башкирского свода Пермского края изготовили стандартные цилиндрические образцы диаметром 0,30 см: 9 шт. - для Павловского месторождения, 11 шт. - для Гондыревского месторождения.

2. Затем, указанные образцы подвергали экстрагированию от нефти и высушивали до постоянной массы, определяя вес P₁ (г) каждого сухого проэкстрагированного образца.

3. У каждого образца определяли коэффициент пористости (Кп, д.ед.) (ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения) и абсолютную проницаемость по газу (Кпрг, мкм²) (ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации), например, с помощью автоматического прибора для определения пористости и проницаемости «АР-608» (США, «Coretest Systems»).

4. Далее под вакуумом на Автоматической установке насыщения керна AST-600 (США, «Core Lab Instruments») производили 100%-ное насыщение всех образцов жидкостью: пластовой водой или ее моделью, с последующим взвешиванием каждого насыщенного образца как в насыщающей жидкости Р₂ (г), так и в воздухе Р₃ (г), и с использованием этих параметров определяли объемную плотность ρ (г/см³) горной породы, из которой выполнен образец, по формуле:

где ρ_ж - плотность жидкости, г/см³.

При этом в качестве пластовой воды использовали ее модель - 4-х нормальный раствор хлорида натрия NaCl:

- Павловское месторождение - плотность - 1,113 г/см³;

- Гондыревское месторождение - плотность - 1,166 г/см³.

5. Затем методом капилляриметрии производили вытеснение воды из образцов, например, на Капилляриметре групповом В32-32 (Россия, НТЦ «Амплитуда»), до значения остаточной водонасыщенности, соответствующей начальной нефтенасыщенности продуктивного пласта, и определяли вес образца с остаточной водой Р₄ (г). С учетом полученных показателей рассчитывали коэффициент остаточной водонасыщенности Ков по формуле:

6. С помощью линейного дискриминантного анализа [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] по средним значениям коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, плотности ρ горной породы и коэффициента пористости Кп рассчитывали дискриминатную функцию Z по формуле:

По знаку числового значения указанной дискриминантной функции Z определяли класс [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] модели пласта исходя из следующего:

при Z>0 - горную породу относят к первому классу;

при Z<0 - горную породу относят ко второму классу.

Расчет показал, что дискриминантная функция Z образца Павловского месторождения имеет положительное значение (Z>0), т.е. образец относится к первому классу, дискриминантная функция Z образца Гондыревского месторождения имеет отрицательное значение (Z<0) - т.е. образец относится ко второму классу.

В таблице 1 приведены характеристики образцов пласта башкирских отложений. Причем следует указать, что из образцов одного месторождения, приведенных в таблице 1, компонуется модель пласта этого месторождения, и вместо лабораторного, длительного и трудоемкого определения на ней Квт по прототипу, этот Квт рассчитывается по вышеуказанной математической формуле (2) или (3) по средним значениям для образцов модели параметров Кп, Кпрг и др.

В таблице 2 приведены данные о средних характеристиках моделей пласта башкирских карбонатных отложений Павловского и Гондыревского месторождений Башкирского свода Пермского Прикамья и результаты дискриминантного анализа.

Значение P(Z)_1=0.998 для модели Павловского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели к 1-му классу, а значение P(Z)_2=0.997 для модели Гондыревского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели ко 2-му классу.

Для обоих классов методом регрессионного анализа обоснованы многомерные регрессионные уравнения для расчета значений коэффициента вытеснения нефти для породы первого класса Квт^M1 и для породы второго класса Квт^M2 по формулам:

- для 1 класса:

- для 2 класса:

Рассчитанные таким образом значения коэффициента вытеснения нефти равны:

- 1 класс, модель пласта Павловского месторождения - Квт=0,503;

- 2 класс, модель пласта Гондыревского месторождения - Квт=0,562.

Сравнение определенных по предлагаемому способу значений Квт^М1 и Квт^M2 с определенными экспериментально по прототипу для моделей башкирских карбонатных отложений Башкирского свода значениями Квт свидетельствует о высокой точности предлагаемого способа. Абсолютная ошибка расчета (ΔКвт^абс) не превысила 0,022 ед., относительное отклонение (ΔКвт^отн) - не более 3,3%. Данные приведены в таблице 3.

Достоверность предлагаемого способа в сравнении с прототипом представлена на рис. 1 и рис. 2. На рис. 1 приведена зависимость фактических Квт и модельных Квт^М значений коэффициента вытеснения башкирских карбонатных отложений Башкирского свода, рассчитанных без разделения моделей пласта на классы. На рис. 2 приведена зависимость фактических Квт и модельных Квт^М1, Квт^M2 значений коэффициента вытеснения после разделения исходной выборки на классы.

Данные, приведенные на рис. 1, показывают, что при сопоставлении модельных и фактических значений Квт поле корреляции состоит из двух частей: при значениях Квт меньших 0,56 - модельные значения превышают фактические, при Квт больших 0,56 - поле практически инвариантно. Это позволило сделать предположение о неоднородности выборки и наличии обособленных групп значений. Данные, приведенные на рис. 2, показывают, что фактические Квт и модельные (по классам) Квт^M1, Квт^М2 значения коэффициента вытеснения хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,007 д.ед. и средней относительной

Погрешность относительная по прототипу составляет 5%, в то время как по предлагаемому способу погрешность выявлена в пределах 2,2-3,3% (табл. 3).

Благодаря тому, что предлагаемый способ позволяет проводить определение Квт с точностью, превышающей в 1,5-2,3 раза точность определения этого показателя по прототипу, обеспечивается наиболее точное представление о распределении запасов нефти. Это позволяет не только уточнить подсчет запасов, но и внести коррективы при осуществлении проекта рациональной разработки нефтяной залежи.

Примечание:

P(Z)_1 - вероятность отнесения образца пласта к 1-му классу,

P(Z)_2 - вероятность отнесения образца пласта ко 2-му классу.

ΔКвт^абс - абсолютная ошибка расчета;

ΔКвт^отн - относительное отклонение;

Квт - коэффициент вытеснения нефти, определенный по прототипу, д.ед.

Квт^М - коэффициент вытеснения нефти, определенный по предлагаемому способу, д.ед.

Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Башкирского свода изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Башкирского свода. 1 з.п. ф-лы, 2 ил., 3 табл.

1. Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Башкирского свода изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μ_н, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производится вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности, определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, отличающийся тем, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:

Z=96,2606+48,8722⋅Ков-41,1925⋅ρ-78,8568⋅Кп,

где Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;

ρ - объемная плотность горной породы, г/см³;

Кп - коэффициент пористости, д.ед.;

по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которой выполнен образец, исходя из следующего:

- при Z>0 - горную породу относят к первому классу;

- при Z<0 - ко второму классу;

далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М1 по формуле:

Квт^М1=6,2282 - 0,5105⋅Ков+0,0122⋅μ_н-2,2167⋅ρ-4,3314⋅Кп,

а для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти Квт^М2 по следующей формуле:

Квт^М2=2,2325-0,0079⋅μ_н+0,2005⋅Кпрг-3,4625⋅(Кп/ρ)-0,5951⋅ρ,

где Квт^М1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;

Квт^М2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;

Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм²;

μ_н - вязкость нефти, мПа⋅с.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и остаточной водонасыщенности Ков, объемной плотности горной породы ρ и известному значению вязкости нефти μ_н.