СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ Российский патент 2019 года по МПК E21B47/10 

Описание патента на изобретение RU2707311C1

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы.

Для прогноза производительности скважин на месторождениях углеводородов, выбора способов извлечения и интенсификации притока нефти и газа необходимо иметь информацию о фильтрационных характеристиках каждого продуктивного интервала (групп толщин с близкими фациальными свойствами), вскрываемого и эксплуатируемого скважиной.

Знание профиля проницаемости (абсолютной или фазовой) каждого продуктивного пласта при одновременно-раздельной эксплуатации объектов позволяет с большей эффективностью проводить разработку месторождения, добиваясь равномерного вытеснения углеводородов при заводнении толщин с разной проницаемостью.

Известные методы геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследований скважин (ГДИС) по отдельности не могут быть использованы для корректного определения профиля проницаемости в эксплуатационных скважинах с ухудшенными фильтрационными и емкостными свойствами (ФЕС), который является важнейшей характеристикой для проведения адаптации гидродинамических 3D моделей.

Технология ГИС не дает корректных значений для неоднородных низкопроницаемых коллекторов (как правило, коэффициенты корреляций между параметрами ГИС и фазовой проницаемостью, определенной по петрофизическим исследованиям кернов - очень низкие), технологии ГДИС дают только усредненные показатели для всей эффективной гидродинамически связанной толщи коллекторов, при этом для достижения режима радиальной фильтрации (необходимого для оценки фазовой проницаемости) в пластах с низкими ФЕС требуется очень длительный период остановки добывающих скважин (десятки и даже сотни суток), а при насыщенности толщин пласта смесью флюидов - определить даже фазовую проницаемость (по нефти / воде / газу) затруднительно, т.к. для этого необходимы петрофизические связи относительных фазовых проницаемостей (ОФП) и корректные результаты оценки флюидонасыщенности толщин (что современными методами промыслово-геофизических исследований (ПГИ) получить сложно).

Известен способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных в эксплуатационной обсаженной перфорированной скважине, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин, причем гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости (RU 2320869, 2006 г.).

К недостаткам данного способа относится возможность определения интегрального значения фазовой проницаемости для всей работающей эффективной гидродинамически связанной толщины объекта (в которую могут входить еще и толщины соседних пластов, если имеет место межпластовый переток), при соблюдении условия, что на момент исследования продуктивный пласт не начал обводняться.

Также известен способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов методом корреляций на основе эмпирических зависимостей значений абсолютной проницаемости по газу, определенных с помощью петрофизических керновых исследований, с интервальными оценками коэффициента пористости, определенного в отрытом стволе пробуренных скважин методами ГИС - например, по методу естественных электрических потенциалов (RU 2419111, 2009 г.).

Однако известный способ обеспечивает получение некорректной информации для низкопроницаемых (менее 1 мД) и неоднородных в фациальном плане коллекторов (имеют место крайне низкие коэффициенты корреляций таких зависимостей), в особенности, если пласт, вследствие обводнения, насыщен не чистой нефтью.

Также известен способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, заключающийся в определении 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 (RU 2479714, 2011 г).

Описываемый способ обеспечивает получение профиля фазовой проницаемости по разрезу на основе построения «синтетических» кривых профилей проницаемости, получаемых по совместной обработке кривых ГИС и интегральных оценок ГДИС, где для определения фазовой проницаемости используется информация о фазовых профилях притока и функция Баклея-Леверетта.

Известный способ, обеспечивая получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели, некорректно работает при сверхнизких проницаемостях коллекторов.

Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является реализованный в патенте на изобретение «Постоянно эксцентрическом опробователь пластов» (RU 2324818, 2004 г.) способ оценки фазовой проницаемости по разрезу с помощью «точечного опробования» интервалов открытого (а в ряде случаев и обсаженного) ствола методом «гидродинамического каротажа» с использованием кабельных модульных динамических тестеров-пробоотборников (типа «MDT» или «CHDT»).

При отборе пробы флюида происходит запись кривой восстановления/падения давления, по результатам интерпретации которой в дальнейшем определяют проницаемость породы, подвижность флюида, а также пластовое давление. Посредством точечных замеров по глубине исследуемой скважины производится построение профиля фазовой проницаемости.

К недостаткам реализованного в опробователе пластов способа относятся следующие: также, как и при ГДИС - невозможно получить достаточную детализацию параметра проницаемости по разрезу пласта и скважины, присутствует возможность корректно оценить фазовую проницаемость лишь до начала момента обводнения продуктивных толщин, из-за относительно низкого радиуса исследования данным способом возможно получение «искаженной» фазовой проницаемости - по фильтрату бурового раствора (в зоне изменения фильтрационных свойств - в так называемой «скиновой» зоне), способ крайне дорог и трудоемок для условий эксплуатационных скважин.

Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД).

Указанная проблема решается тем, что способе оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретныхглубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемом в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где:

μх - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций),

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],

затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.

Достигаемый технический результат заключается в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации.

Способ осуществляют следующим образом.

Предварительно определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале на основе анализа образцов кернового материала по стандартной методике. Исследования могут быть выполнены по образцам, полученным в соседней (ближайшей) разведочной скважине.

Исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы с контролем соответствия параметров режима работы исследуемой эксплуатационной скважины (расход, депрессия) критериям технологического отбора (по необходимости вывод скважины на режим технологического отбора).

Затем проводят промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора в исследуемом интервале, вскрытого скважиной (перфорированного) коллектора с использованием высокочувствительной аппаратуры спектральной шумометрии (динамический диапазон (чувствительность) - 80-100 дБ). Замер проводится по технологии регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах hj, дискретность записи по глубине - 0.2-1 м (зависит от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости), продолжительность измерения на точке зависит от технических характеристик геофизического прибора. Количество точек записи зависит от толщины исследуемого интервала.

В каждой точке измерения по глубине определяют амплитудно-частотную характеристику (АЧХ) сигналов акустической эмиссии в информативном частотном диапазоне.

После чего выделяют в полученном спектре АЧХ сигналов акустической эмиссии «пиковые» частоты Fi (кГц) и осуществляют их привязку к ранее полученным распределениям диаметров поровых каналов D1 на керновом материале (для общих фациальных тел коллектора). Распределение диаметров поровых каналов, как правило, получено по одному из стандартных петрофизических методов: ртутной порометрии, центрифугированием или с помощью электронной микроскопии.

Оценка параметра проницаемости kj (мД) для каждого характерного диаметра в каждой точке записи производится по формуле:

где:

μ - вязкость[сПз]

n, ρ - настроечные параметры, выбираются по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее авторами 6 керновых коллекций)

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор[кГц]

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии[мкм].

После чего строят профиль фазовой проницаемости с использованием полученных расчетным способом значений проницаемости kj (мД) на известных глубинах в исследуемом интервале коллектора.

Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа, который иллюстрируется фиг. 1-4, где на фиг. 1 представлена амплитудно-частотная характеристика шума, измеренного прибором на 5-ти глубинах замера, соответствующих продуктивных интервалам коллектора, на фиг. 2 приведены результаты исследования керна методом полупроницаемой мембраны, на фиг. 3 показана привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации, на фиг. 4 представлен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины.

На скважине N произведены замеры глубинным прибором-регистратором акустического широкополосного шума.

Выделены продуктивные интервалы и зарегистрированы профили АЧХ на 5-ти фиксированных (в пределах коллектора) глубинах.

Построен график АЧХ для замеров скважинной шумометрией на данных глубинах (см. фиг. 1).

На представленной фиг. 1 зафиксированы четыре пиковые частоты: до 1 кГц, 3 кГц, 8 кГц и 13,4 кГц (выделены вертикальными линиями), общие для АЧХ, зафиксированных на 5 глубинах замера, соответственно, кривые 1, 2, 3, 4, 5.

Частоте до 1 кГц обычно соответствуют низкочастотные шумы в самом стволе скважины, вызванные вибрациями обсадной колонны, движением флюида и газа по стволу скважины.

Частоты 3 кГц и 8 кГц соответствуют шумам, производимым при турбулентной фильтрации флюида через поры в породе. Данным «пиковым» частотам соответствуют каналы фильтрации в породе порядка 30-50 и 5-10 мкм.

Кроме того, геометрическая структура крупных пор в образцах породы обычно такова, что между этими каналами образуются многочисленные «гантелевидные» перемычки меньшего (в 5-10 раз) диаметра, а при перетекании флюида из одной крупной поры в другую через такие сужения могут возникать дополнительные пульсации потока, которые могут значительно усиливать вклад в картину АЧХ на частотах, соответствующих более мелким порам. Это одна из причин, по которой амплитуда зафиксированных на фиг. 1 (но не турбулентных по природе) шумов на частоте 8 кГц превысила уровень шумов на частоте 3 кГц, где предполагается основная турбулентная фильтрация флюида.

Частота 13,4 кГц связана с резонированием самого измерительного прибора (т.е. с «побочным» эффектом измерения), так как иначе бы ей должна была соответствовать турбулентная фильтрация флюида в порах диаметром порядка 1 мкм, что практически невозможно, даже если имеет место активная капиллярная пропитка.

Предварительно на соответствующих образцах керна было получено долевое распределение пор по диаметрам, а также долевое распределение по участию пор в фильтрации флюида (фиг. 2).

Преобладающим диаметром пор в образце является диаметр в 6,5 мкм (см. кривую «а»), тем не менее по долевому участию в фильтрации преобладающим размером является 36,5 мкм (см. кривую «б»).

Таким образом, для дальнейших расчетов выбраны доминантные для данных образцов породы диаметры поровых каналов по долевому участию в фильтрации. Расчеты ниже проведены по АЧХ, замеренным на глубинах, для которых были подобраны образцы керна исследуемых коллекторов.

Численные значения частоты, замеренной прибором на глубинах залегания коллекторов и привязанные к ним значения диаметра поровых каналов приведены в таблице 1.

Привязка пиковых частот фильтрации флюида к доминантным диаметрам поровых каналов, участвующих в фильтрации отражена на фиг. 3.

По вышеприведенной формуле производится расчет проницаемости, где F- частота преимущественной фильтрации флюида через поры (по табл. 1), а D - преобладающий диаметр пор (по табл. 1). Вклад системы пор диаметром 6.5 мкм и меньше в суммарную проницаемость породы здесь существенно менее значительный, что хорошо иллюстрирует кривая «а» (долевое участие в фильтрации) на фиг. 2, поэтому может не учитываться в итоговом значении фазовой проницаемости.

Подобранные эмпирически коэффициенты из аналогичной по литологическому типу керновой коллекции составляют: ρ=2, n=3.

Вязкость флюида составляет 0.35 сПз.

По результатам расчетов kфаз на глубине проведенного исследования составляет 9,54 мД, что близко к результатам оценок абсолютной (по газу) проницаемости по петрофизическим лабораторным исследованиям образцов, а также примерно соответствует диапазону многочисленных измерений гидродинамическими способами (ГДИС). Таким же образом оценена фазовая проницаемость для остальных глубин замера (см. табл. 2) и построен профиль проницаемости по глубине исследуемой скважины (фиг. 4).

Таким образом, предлагаемый способ за счет обеспечения корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации позволяет получить глубинный профиль исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) на базе достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта.

Похожие патенты RU2707311C1

название год авторы номер документа
СПОСОБ ПОЛУЧЕНИЯ ТРЕХМЕРНОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПЛАСТА 2011
  • Ипатов Андрей Иванович
  • Гуляев Данила Николаевич
  • Кременецкий Михаил Израилевич
  • Черноглазова Наталья Николаевна
RU2479714C1
Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов 2017
  • Чертенков Михаил Васильевич
  • Метт Дмитрий Александрович
  • Суходанова Светлана Сергеевна
RU2661489C1
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 коэффициента эффективной пористости горных пород в скважинах 2023
  • Коваленко Казимир Викторович
  • Мартынов Виктор Георгиевич
  • Лазуткина Наталья Евгеньевна
RU2805293C1
Способ прогнозирования объемов добычи углеводородов из месторождений нефти и газа с использованием компьютерного моделирования 2022
  • Бочкарев Александр Владимирович
  • Васекин Борис Васильевич
  • Воробьев Никита Александрович
  • Ерофеев Артем Александрович
  • Кудряшов Иван Юрьевич
  • Максимов Дмитрий Юрьевич
  • Меретин Алексей Сергеевич
  • Румянникова Галина Эндриховна
  • Тавберидзе Тимур Арсенович
  • Филиппов Данил Денисович
RU2794707C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ТЕРРИГЕННОЙ ПОРОДЫ 2009
  • Немирович Геннадий Михайлович
  • Немирович Татьяна Геннадьевна
RU2389875C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 2017
  • Дмитриев Сергей Евгеньевич
  • Курдин Сергей Алексеевич
  • Мартын Антон Александрович
  • Хоштария Владислав Николаевич
RU2669980C1
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 ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД 2017
  • Язынина Ирэна Викторовна
  • Шеляго Евгений Владимирович
  • Абросимов Андрей Андреевич
RU2650706C1
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

Иллюстрации к изобретению RU 2 707 311 C1

Реферат патента 2019 года СПОСОБ ОЦЕНКИ ПРОФИЛЯ ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНАХ

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и предназначено для определения проницаемости продуктивных интервалов, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы. Технической результат заключается в получение глубинного профиля достоверных значений фазовых проницаемостей, пригодных для использования в гидродинамической модели пласта, по глубине исследуемого разреза в эксплуатационной скважине при сверхнизких проницаемостях коллекторов (в том числе при проницаемости толщин ниже 1 мД) и в обеспечении корреляции сигналов акустической эмиссии по разрезу скважины с распределением каналов фильтрации. Согласно способу предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале. После чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где μ - вязкость [сП], n, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций), F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц], D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм]. Затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора. 4 ил.

Формула изобретения RU 2 707 311 C1

Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах, заключающийся в том, что предварительно по керновому материалу определяют распределение диаметров поровых каналов в исследуемом интервале, после чего исследуемую действующую скважину выводят на стабильный режим работы и проводят в исследуемом интервале вскрытого скважиной коллектора промыслово-геофизические измерения спектральным шумомером на режиме технологического отбора путем регистрации акустического сигнала на дискретных глубинах с шагом дискретности по глубине, выбираемым в зависимости от расчлененности разреза и требуемого разрешения получаемого профиля проницаемости, с заданным временем замера в каждой точке, затем в каждой точке измерения определяют амплитудно-частотную характеристику сигналов акустической эмиссии в заданном частотном диапазоне, выделяют в полученном амплитудно-частотном спектре пиковые частоты с привязкой к предварительно полученному распределению диаметров поровых каналов на керновом материале, после чего определяют значения фазовой проницаемости kj (мД) в каждой точке замера для каждого характерного диаметра поровых каналов по следующей формуле:

где μ - вязкость [сПз],

n, υ, ρ - настроечные параметры, выбираемые по принципу аналогий (близости оцениваемого образца керна к одной из изученных ранее керновых коллекций),

F - частота, зарегистрированная прибором и привязанная к соответствующему диаметру пор [кГц],

D - доминантный диаметр поровых каналов по результатам проведения ртутной порометрии [мкм],

затем по полученным значениям проницаемости в каждой точке замера строят профиль фазовой проницаемости исследуемого интервала коллектора.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2019 года RU2707311C1

RU 2060384 C1, 20.05.1996
ПОСТОЯННО ЭКСЦЕНТРИЧЕСКИЙ ОПРОБОВАТЕЛЬ ПЛАСТОВ 2004
  • Джейкобсон Аарон
  • Брике Стефан
RU2324818C2
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА 2011
  • Паршин Антон Владимирович
  • Дышлюк Евгений Николаевич
RU2468198C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ 2009
  • Хабаров Владимир Васильевич
  • Хабаров Алексей Владимирович
  • Шпуров Игорь Викторович
  • Тимчук Александр Станиславович
RU2419111C2
US 4584874 A1, 29.04.1986.

RU 2 707 311 C1

Авторы

Ипатов Андрей Иванович

Кременецкий Михаил Израилевич

Лазуткин Дмитрий Михайлович

Даты

2019-11-26Публикация

2019-09-06Подача