СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ В НЕФТЯНОМ ПЛАСТЕ Российский патент 2023 года по МПК E21B47/00 E21B49/00 

Изобретение относится к способам определения геологических запасов углеводородов, в частности, к способам оценки распределения нефтенасыщенности в пласте.

Важной частью работ по определению геологических запасов нефтяных месторождений и планированию разработки является оценка распределения нефтенасыщенности в пласте. В настоящее время эта задача решается с использованием петрофизических корреляций, например, насыщенность-проницаемость. Эти петрофизические корреляции получают путем обработки результатов лабораторного анализа двухфазных (нефть + вода) насыщений образцов керна. Существуют несколько подходов оценки насыщения лабораторными методами. Первый метод основан на возможности сохранения в керне изначального содержания флюидов после извлечении керна и транспортировки его на поверхность. Однако существует вероятность загрязнения керна буровым раствором, что в целом снижает надежность этого метода. Более распространенный подход основан на следующей последовательности шагов: а) очистка образца керна от любых присутствующих в нем флюидов; б) насыщение керна водой до 100% водонасыщенности; в) закачка нефти в водонасыщенный керн до тех пор, пока не наблюдается прекращение выхода воды из керна. Полученное в результате этих операций распределение флюидов в образце керна считается представительным с точки зрения начального насыщения в пласте. Обработка значительного объема результатов таких экспериментов может дать основу для построения необходимых петрофизических корреляций, которые затем могут быть использованы при создании геологической модели пласта (см., например, Determination of Oil and Gas Reserves (Petroleum Society Monograph No. 1) by The Petroleum Sociaty of the Canadian Institute of Mining, Matallurgy and Petroleum, Calgary Section, 1994, стр. 35-105).

Существуют несколько проблематичных аспектов, присущих описанному выше подходу. Во-первых, нет уверенности в том, что лабораторные методики позволяют получить насыщение флюидов, соответствующее геологическим условиям в пласте. В самом деле, длительность любых лабораторных экспериментов несопоставимо меньше длительности реальных геологических процессов формирования залежи. Поэтому распределение флюидов в порах, полученное в лабораторном эксперименте, может отличаться от того, которое было бы достигнуто в геологическом процессе, поскольку за лабораторное время может быть возможно достичь локального термодинамического равновесия флюидов, но оно не обязательно будет близко к глобальному термодинамическому равновесию, достигаемому за геологические времена.

Во-вторых, свойства флюидов (вода, нефть), используемых в эксперименте, обычно отличаются от свойств реальных пластовых флюидов, поскольку зачастую в качестве экспериментальных флюидов фигурируют модельные флюиды. Это вносит неопределенность в результаты экспериментов.

И, наконец, насыщение флюидов часто измеряется непрямым образом, например, таким как использование корреляции между насыщенностью и электрическим сопротивлением (подход корреляции Арчи-Дахнова). Это может служить источником дополнительных ошибок.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определении нефтенасыщенности и соответственно геологических запасов нефти с высокой точностью за счет выбора точек отбора проб воды, нефти и образцов керна и обеспечения соответствия геологическим условиям в пласте.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения нефтенасыщенности в нефтяном пласте осуществляют отбор глубинной пробы нефти, не загрязненной пластовой водой или буровым раствором, и измеряют пластовое давление в точке отбора.

Проводят лабораторные исследования отобранной пробы нефти, в результате которых определяют молярную массу нефти, зависимость мольной плотности нефти от пластового давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, и мольную плотность нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти.

Осуществляют отбор глубинной пробы воды, не загрязненную пластовой нефтью или буровым раствором, и измеряют пластовое давление в точке отбора.

Проводят лабораторные исследования отобранной пробы воды, в результате которых определяют измеряют молярную массу воды, зависимость мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, и мольную плотность воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды,

Определяют межфазное поверхностное натяжение вода-нефть.

Берут в пласте по меньшей мере один образец керна и осуществляют рентгеновскую компьютерную микротомографию отобранного образца, по результатам которой строят трехмерную цифровую модель поровой микроструктуры образца. Определяют смачиваемость стенок пор образца.

Используя полученные значения пластового давления в точке отбора пробы нефти, молярную массу нефти, зависимость мольной плотности нефти от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольную плотность нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема нефти.

Используя полученные значения пластового давления в точке отбора воды, молярную массу воды, зависимость мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольную плотность воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема воды.

Используя полученные межфазное поверхностное натяжение вода-нефть и смачиваемость стенок пор образца, построенную трехмерную модель поровой микроструктуры образца, а также рассчитанные энергии Гельмгольца на единицу объема воды и нефти, строят функционал свободной энергии Гельмгольца для смеси вода-нефть в порах и при помощи минимизации функционала свободной энергии Гельмгольца определяют равновесное распределение воды и нефти.

Вычисляют значения химических потенциалов нефти и воды в точке отбора образца керна и рассчитывают распределение нефти и воды в порах и определяют значение нефтенасыщенности в точке отбора образца керна.

Изобретение поясняется чертежом, где на фиг. 1 показан трехмерный вид распределения воды и нефти в порах цифровой модели образца керна в конце дренажа, эмулирующего лабораторную методику, а на фиг. 2 показан трехмерный вид распределения воды и нефти в порах цифровой модели образца керна для случая глобального термодинамического и механического равновесия.

В соответствии с предлагаемым способом в некоторой точке А пласта с абсолютной отметкой по глубине осуществляют отбор глубинной пробы нефти для лабораторных исследований. Проба не должна быть загрязнена пластовой водой или буровым раствором. Чтобы избежать загрязнения, отбор пробы предпочтительно осуществлять в чисто нефтяной зоне месторождения до начала систематической разработки месторождения, т.е. когда пластовая вода гидродинамически неподвижна. Пластовое давление в точке А (давление в нефтяной фазе) обозначим через p_oilA. Это давление может быть измерено с помощью, например, метода Хорнера (Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М. Современные методы гидродинамических исследований скважин. М.: Инфра-Инженерия, 2010, с. 69-75). В результате лабораторных исследований полученной пробы нефти определяют следующие параметры (см., например, Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. М.: Недра, 1987, стр. 9-19, 46-69): молярную массу нефти M_oil, зависимость мольной плотности нефти n_oil от давления в нефти p_oil при пластовой температуре в пределах диапазона давлений, характерного для пластовых условий, и мольную плотность нефти n_oilA при пластовом давлении p_oilA.

В некоторой точке В пласта с абсолютной отметкой по глубине h_B осуществляют отбор глубинной пробы воды для лабораторных исследований. Проба не должна быть загрязнена пластовой нефтью или буровым раствором. Обычно такая проба может быть отобрана ниже водо-нефтяного контакта. Пластовое давление в точке В (давление в водной фазе) обозначим через p_watB. Это давление может быть измерено с помощью, например, метода Хорнера. В результате лабораторных измерений отобранной пробы воды получают следующие параметры: молярную массу воды M_wat, зависимость мольной плотности воды n_wat от давления в воде p_wat - в пределах диапазона давлений, характерного для пластовых условий, и мольную плотность воды n_watB при пластовом давлении p_watB.

Определяют межфазное поверхностное натяжение вода-нефть одним из известных способов (например, Adamson A.W., Gast А.Р. Physical Chemistry of Surfaces, New York: John Wiley and Sons, 1997, стр. 4-36).

В некоторой точке С (или в ряде точек) пласта с абсолютной отметкой по глубине h_C осуществляют отбор образца керна, который исследуют при помощи рентгеновской компьютерной микротомографии и осуществляют построение трехмерной цифровой модели поровой микроструктуры образца (см, например, Applications of X-ray Computed Tomography in the Geosciences, London: The Geological Society, 2003, стр. 23-60). Также, используя измерения или данные о минералогии образца, определяют смачиваемость стенок пор (Peters E.J. Petrophysics. Austin: University of Texas at Austin, 1997, стр. 6-31 - 6-45).

Предпочтительный выбор точки А состоит в обеспечении возможности отбора чистой глубинной пробы нефти (без возможного загрязнения, например, пластовой водой), а предпочтительный выбор точки В состоит в обеспечении возможности отбора чистой глубинной пробы пластовой воды. Что касается выбора точки С (или набора точек), то он осуществляется, исходя из необходимости получить представительные образцы керна для исследуемой нефтяной залежи.

Далее осуществляют численное моделирование следующим образом.

Используя полученные значения пластового давления в точке А p_oilA, молярную массу нефти M_oil, зависимость мольной плотности нефти n_oil от давления p_oil в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольную плотность нефти n_oilA при пластовом давлении определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема нефти с помощью следующего уравнения

где κ_oilA химический потенциал нефтяной фазы в точке А, являющийся константой, не влияющей на окончательные результаты расчетов.

Используя полученные значения p_watB - пластового давления в точке В, молярную массу воды M_wat, зависимость мольной плотности воды n_wat от давления p_wat в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольную плотность воды n_watB при пластовом давлении p_watB определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема воды с помощью следующего уравнения

где κ_watB химический потенциал водной фазы в точке В, являющийся константой, не влияющей на окончательные результаты расчетов.

Используя полученное межфазное поверхностное натяжение вода-нефть, данные по смачиваемости стенок пор образца, построенную цифровую трехмерную модель (или набор моделей) поровой микроструктуры образца, а также уравнения (1) и (2), строят функционал свободной энергии Гельмгольца F для смеси вода-нефть в порах с использованием методики, описанной в А. Demianov, О. Dinariev and N. Evseev, Density functional modelling in multiphase compositional hydrodynamics, Can. J. Chem. Eng., 89, стр. 206-226, 2011; А.Ю. Демьянов, О.Ю. Динариев, Н.В. Евсеев, Основы метода функционала плотности в гидродинамике, Физматлит, 2009. Для заданного числа молей нефти и воды N_oil, N_wat в поровом пространстве можно построить равновесное распределение воды и нефти при помощи минимизации функционала свободной энергии Гельмгольца. Минимальное значение является функцией переменных N_oil, N_wat

Если в пределах рассматриваемой залежи наблюдаются вариации пластовой температуры, то учитывается зависимость функционала свободной энергии Гельмгольца от температуры.

Эта функция дает химический потенциал нефти

и воды

как функции переменных N_oil, N_wat.

Вычисляют значения химических потенциалов нефти и воды в точке С при условии равновесия в резервуаре

где g ускорение свободного падения.

Решают следующие уравнения относительно переменных N_oil, N_wat используя уравнения (4)-(7)

При получении полного количества молей нефти и воды N_oil, N_wat одновременно рассчитывают распределение нефти и воды в порах, а также нефте- и водонасыщенность. Распределение нефти и воды в порах находится как состояние водо-нефтяной смеси, обеспечивающее минимум функционала свободной энергии Гельмгольца. После этого определяется объемная доля нефти (нефтенасыщенность) и воды (водонасыщенность).

Описанная процедура проводится для представительного набора точек С с целью определения геологических запасов нефти в пласте. После определения количества нефти, соответствующего равновесным геологическим условиям залегания в представительном наборе точек резервуара, полные запасы вычисляются путем суммирования по объему резервуара после выполнения трехмерной интерполяции с учетом геологической структуры рассматриваемого объекта.

В качестве примера применения описанного изобретения распределение фаз нефти и воды было рассчитано двумя способами: путем вытеснения воды закачкой нефти (эмуляция лабораторного подхода) и с помощью расчета равновесного распределения фаз. Расчеты были выполнены на цифровой модели керна, отобранной на одном из нефтяных месторождений Западной Сибири.

Глубинная проба нефти была отобрана в чисто нефтяной зоне из разведочной скважины на абсолютной отметке 1481 м, после чего были проведены исследования физико-химических свойств в соответствии со стандартной методикой (см., например, Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. М: Недра, 1987, стр. 9-19, 46-69).

Глубинная проба пластовой воды была отобрана в законтурной зоне из разведочной скважины на абсолютной отметке 1507 м, после чего были проведены исследования ее физико-химических свойств.

Образец керна был извлечен из скважины на абсолютной отметке 1486 м. Был определен гидрофильный тип смачиваемости породы. С помощью рентгеновской микротомографии была построена трехмерная модель микроструктуры.

Были выполнены расчеты начальной нефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности со следующими результатами (s_oil, s_wat - насыщенности нефти и воды):

1) Для случая вытеснения воды нефтью: s_oil=0.59, s_wat=0.41 (см. Фиг. 1)

2) Для случая равновесного распределения фаз: s_oil=0.68, s_wat=0.32 (Фиг. 2)

Оба расчета были проведены для одинакового фиксированного параметра h_C. В обоих случаях по формулам (6), (7) были рассчитаны химические потенциалы нефти и воды.

Затем, в первом варианте, соответствующему существующему лабораторному протоколу, с помощью выражений для энергий Гельмгольца нефти и воды (1), (2) были определены мольные плотности соответствующих фаз, которые использовались при численном решении гидродинамической задачи вытеснения воды нефтью методикой, описанной в A. Demianov, О. Dinariev and N. Evseev, Density functional modelling in multiphase compositional hydrodynamics, Can. J. Chem. Eng., 89, pp. 206-226, 2011; А.Ю. Демьянов, О.Ю. Динариев, H.B. Евсеев, Основы метода функционала плотности в гидродинамике, Физматлит, 2009. Трехмерный вид распределения воды и нефти в порах цифровой модели образца керна в конце дренажа, эмулирующего лабораторную методику показан на фиг. 1 (вода показана серым цветом, нефть черным).

Во втором варианте задача вытеснения не решалась, но рассчитывалось равновесное распределение нефти и воды в порах, соответствующее известным значениям химических потенциалов. Это распределение было найдено, как условная точка минимума функционала энергии Гельмгольца. Трехмерный вид распределения воды и нефти в порах цифровой модели образца керна для случая глобального термодинамического и механического равновесия показан на фиг. 2. Отметим, что обнаруженное увеличение нефтенасыщенности соответствует увеличению геологических запасов нефти на 15 процентов.

Отметим, что для реализации расчета вытеснения воды нефтью были использованы значения сдвиговой вязкости нефти и воды. Однако для расчета равновесного распределения флюидов в поровом пространстве, которое предлагается в данном изобретении, значения вязкостей флюидов не требуются.

Изобретение относится к способам определения геологических запасов углеводородов, в частности к способам оценки распределения нефтенасыщенности в пласте. В соответствии со способом определения нефтенасыщенности в нефтяном пласте осуществляют отбор глубинной пробы нефти, не загрязненной пластовой водой или буровым раствором, отбор глубинной пробы воды, не загрязненной пластовой нефтью или буровым раствором, и измеряют пластовое давление в точках отбора. Проводят лабораторные исследования отобранных проб нефти и воды. Определяют молярную массу нефти, зависимость мольной плотности нефти от пластового давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, мольную плотность нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти. Определяют молярную массу воды, зависимость мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, и мольную плотность воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды. Далее определяют межфазное поверхностное натяжение вода-нефть. Берут в пласте по меньшей мере один образец керна и осуществляют рентгеновскую компьютерную микротомографию отобранного образца, по результатам которой строят трехмерную цифровую модель поровой микроструктуры образца. После чего определяют смачиваемость стенок пор образца. Используя полученные значения пластового давления в точке отбора пробы нефти, молярной массы нефти, зависимости мольной плотности нефти от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольной плотности нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема нефти. Используя полученные значения пластового давления в точке отбора пробы воды, молярной массы воды, зависимости мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольной плотности воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема воды. Используя полученные значения межфазного поверхностного натяжения вода-нефть и смачиваемости стенок пор образца, построенную трехмерную модель поровой микроструктуры образца или набор трехмерных моделей поровой микроструктуры образцов, а также рассчитанные энергии Гельмгольца на единицу объема воды и нефти, строят функционал свободной энергии Гельмгольца для смеси вода-нефть в порах. При помощи минимизации функционала свободной энергии Гельмгольца определяют равновесное распределение воды и нефти. Вычисляют значения химических потенциалов нефти и воды в точке отбора образца керна и рассчитывают распределение нефти и воды в порах. Далее определяют значение нефтенасыщенности в точке отбора образца керна. Обеспечивается возможность определения нефтенасыщенности и соответственно геологических запасов нефти с высокой точностью за счет выбора точек отбора проб воды, нефти и образцов керна и соответствия геологическим условиям в пласте. 2 ил.

1. Способ определения нефтенасыщенности в нефтяном пласте, в соответствии с которым:

- осуществляют отбор глубинной пробы нефти, не загрязненной пластовой водой или буровым раствором, и измеряют пластовое давление в точке отбора,

- проводят лабораторные исследования отобранной пробы нефти, в результате которых определяют молярную массу нефти, зависимость мольной плотности нефти от пластового давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, мольную плотность нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти,

- осуществляют отбор глубинной пробы воды, не загрязненной пластовой нефтью или буровым раствором, и измеряют пластовое давление в точке отбора,

- проводят лабораторные исследования отобранной пробы воды, в результате которых определяют молярную массу воды, зависимость мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, и мольную плотность воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды,

- определяют межфазное поверхностное натяжение вода-нефть,

- берут в пласте по меньшей мере один образец керна и осуществляют рентгеновскую компьютерную микротомографию отобранного образца, по результатам которой строят трехмерную цифровую модель поровой микроструктуры образца,

- определяют смачиваемость стенок пор образца,

- используя полученные значения пластового давления в точке отбора пробы нефти, молярной массы нефти, зависимости мольной плотности нефти от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольной плотности нефти при пластовом давлении в точке отбора пробы нефти определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема нефти,

- используя полученные значения пластового давления в точке отбора пробы воды, молярной массы воды, зависимости мольной плотности воды от давления в пределах диапазона, характерного для пластовых условий, а также мольной плотности воды при пластовом давлении в точке отбора пробы воды определяют свободную энергию Гельмгольца на единицу объема воды,

- используя полученные значения межфазного поверхностного натяжения вода-нефть и смачиваемости стенок пор образца, построенную трехмерную модель поровой микроструктуры образца или набор трехмерных моделей поровой микроструктуры образцов, а также рассчитанные энергии Гельмгольца на единицу объема воды и нефти, строят функционал свободной энергии Гельмгольца для смеси вода-нефть в порах и при помощи минимизации функционала свободной энергии Гельмгольца определяют равновесное распределение воды и нефти,

- вычисляют значения химических потенциалов нефти и воды в точке отбора образца керна и рассчитывают распределение нефти и воды в порах,

- определяют значение нефтенасыщенности в точке отбора образца керна.