Способ определения работающей толщины нефтяного пласта при вытеснении нефти водой Советский патент 1989 года по МПК E21B47/10 

Изобретение относится к нефтяной промьшшенности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений путем заводнения и физико- химического воздействия.

Целью изобретения является сокращение затрат времени и средств на определение.

На фиг.1 показана корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями

В11 К

и насыщенностями

им

на фиг.2 - зависимость

.

от

§1

to

, где Q j - накопленная добыча жидкости, Рцб - накопленная добыча нефти в безиодный период, 0 - накопленная добыча воды, tg - время непрерывной работы скважины в водный период ее эксплуатации; на фиг.З - зависимость комплексного параметра Y, от ; ; на фиг.4 - зависимость конечной воденасьшлеиности р от начальной нефте насыщенности r), ; на фиг.5 - завиР

Bk

месть -г-- от работающей толщины РНИ

пласта hp.

Сущность способа заключается в слдующем,

1). Отбирают все скважины на месторождении, в которых когда-либо . фоводили поинтервальные измерения

i дебита и имеется динамика накопленно

I добычи нефти, воды и жидкости.

I 2). Для каждой выбранной скважины

I 2а). Определяют работающую TOJTJ

щину нефтяного пласта по данным

: глубинных исследований скважин.

26)о Определяют средневзвеиенную начальную нефтенасыщенность работающей части нефтяного пласта рц по

: данным поинтервальных измерений этого параметра в процессе бурения

I скважин.

I 2в),: Определяют конечную водо- насьпценность работающей толщины неф-

; тяного пласта П , по корреляционной

; зависимости этого параметра от начальной нефтенасьпценности (.зпсазанную зависимость рекомендуется выстраивать по двум известным зависимостям между физической проницанмостью и начальной нефтенасьш енностью и между физической проницаемостью и конечной

: водонасьш енностью).

2г)J Рассчитьшают комплекс пара- ; метров рв ;/рнн« 2д По фактическим данным эксплутации скважины определяют величины

и

tb te

в которых: Q, накопленная добыча жидкости; Онб накопленная добыча нефти в безводном периоде работы скважины; Qg - накопленная добыча воды} tg - время непрерьгоной работы скважины в водный период ее эксплуатации .

2е). Выстраивают график. По оси ординат этого графика откладывают певую величину, а . по оси абсцисс от- кладывают вторую величину (фиг.2),

2ж), По уклону прямолинейного участка графика определяют комплекс параметров а, численно равный отйопению приращения ординаты к при- ращению абсциссы.

2э) Динамику процесса эксплуатации скважины разбивают на четыре

приблизительно равные части. Наме- | чают четыре точки динамики i 1,2, 3 и 4 и определяют соответствующие им: накопленную добычу нефти QH, Он, Он Пчф накопленную добычу жидкости П, Q, Q, Q.

2и), Задают первое значение величины , 1 и рассчитывают комплекс параметров Ср; 1 -

Q; 5,

1 - апв1

в котором rig; - доля ВОДЫ В ТОЧКе i.

2к), Находят интегральный логарифм от этой величины Х-.

2л). Рассчитывают характеристику YJ по формуле

у. QH .

X, х; Q; р7,;

2м).Задают последовательно другие значения величины ; 0,9, 0,8 -0,1 и для каждой из них повторяют расчеты, указанные в пунктах 2и) - 2л) до тех пор, пока величина Y- не станет отрицательной.

2и) Строят график. По оси ординат графика откладывают величину У;, а по оси абсцисс откладЕ 1вают величину ; (фиг.З). Опытные точки соединяют плавной линией, на пересечнии которой с осью абсцисс определяют комплекс параметров (S,,

2о), Рассчитывают отношение относительной фазовой проницаемости для воды при ее движении в присут- ствиии остаточной пефти К к фазовой проницаемости для нефти при ее движении в .присутствии связанной в.оды К „ по формуле

Как

К о(-а)

в которой (Uo - отношение вязкости нефти,к вязкости воды.

3). По данным проведенных вычислений выстраивают корреляционную зависимость (фиг.):

.l L. . Кин Р«н

4). Для одновременного определения работающей толщины нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой момент водного периода их эксплуатации по каждой скважине месторовдения замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины.

515

4а). Повторяют все вычисления, указанные в пунктах 2д) - 2о), и определяют комплекс параметров Кц./К„„.

46). Фактический разрез продуктивного пласта в районе данной скважины разбивают на отдельные пропластки, выделяя их в зависимости от разрешающей способности геофизических приборов.

Лв). По данным геофизических исследований скважин в процессе их бурения определяют начальную нефте- насыщенность каядого выделенного пропластка, а по корреляционной за- висимости этого параметра от конечной водонасыщенности определяют конечную водонасьнценность каждого выделенного пропластка (фиг.4).

4г). Укладывают отдельные про- пластки в штабель трубок тока, начиная с пропластка с высшей нефтена- сыщенностью и кончая пропластком с низшей нефтенасыщенностью.

4д). Используя преобразованный разрез продуктивного пласта определяют зависимость работающей толщины

нефтяного пласта h.

РВК / рнн

. рнн

от комплекса (фиг.5):

мулам:

в которых: h

парамеров

Расчеты при этом выполняют ,по форS hi Рек

РА. . , Р.- . th;

р1,„- толщина, конечная водонасыщенность и начальная нефтенасьш4енность i-ro пропластка в штабеле,

5), По зависимости, найденной в п, 3), и комплексу параметров найденному в п, 4а), определяют величину Р(,/ р„„,

6), По зависимости, найденной в п. 4 ), и комплексу параметров рвк/р

определяют работающую толщину нефтяного пласта h-, .

3 случае наличия лабораторных исследований поведения фазовых прони- цаемостей названнь1е .параметры вместе с начальной нефтенасыщенностью и конечной водонасыщенностью определяют непосредственно по кернам.

Определение работающей толщины нефтяного пласта в этом случае выполняют без глубинных исследований скважин, надобность в которых отпаг дает в силу построения зависимости

f (

Рвк рнн

Q

j

0

5

0

5

0

5

0

по данным лабораторных опытов. Последнее обстоятельство особенно ценно в тех случаях, когда глубинные исследования скважин оказываются практические невыполнимыми, например, при насосной добыче нефти.

Пример. Способ апробирован на одном из месторождений, В результате исследований отдель ных. скважин этого месторождения была получена корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями и насыщен- ностями, показанная на фиг.1 точками.

Помимо исследований отдельных скважин на месторождении были выполнены лабораторные опыты по вытеснению нефти водой. Лабораторная корреляционная зависимость между фазовыми проницаемое тями и насьпценно- стями показана на фиг.1 звездочкагда. Как видно из, фиг., промысловая и лабораторная зависимости совпадают между собой.

Порядок расчета работающей толщины Нефтяного пласта по этой зависимости поясняется ее определением по одной из скважин рассматриваемого месторождения.

Определяют комплекс параметров а (табл.1 и фиг,2).

В рассматриваемом случае: ,65.

Определяют фильтрационный коэффициент „ (табл,2 и фиг,3),

В рассматриваемом случае: € 0,831.

Рассчитьюают отноптние фазовой проницаемости воды при ее движении в присутствии остаточной нефти к фазовой проницаемости нефти при ее движении в присутствии связанной воды,

В рассматриваемом случае (/П.. 2,6):

Kjj(

KHH 2.6(Г+ 0765)

0,194.

5

Определяют отношение водонасьпцен- ности при полном обводнении пласта к начальной нефтенасыщенности,

В рассматриваемом случае (фиг.1) рв. / РИМ i,087.

Рассчитьгоают наиболее вероятный процесс обводнения фактического разреза скважин (табл.З и фиг,4 и 5) и определяют по нему работающую толщину нефтяного пласта. В рассматриваемом случае hp 16,6 м.

Повторяют указанные расчеты для каждой скважины месторождения.

Описываемый способ позволяет одновременно определять работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой .момент водного периода их эксплуатации благодаря такому способу ее расчета, для реализации которого имеется необходимая информация по каждой скважине.

Формула изобретения

копленную добычу нефти, пор.ы и жидкости, поннтервальные значения начальной нефтенасьш(енности пласта, вязкость воды и Нефти и долю воды в продукции скважины, определяют фазовые проницаемости для нефти и воды и конечную водонасьпценность пласта, а работающзто толщину нефтяного пласта рассчитывают по корреляционным зависимостям

Т Pek/Рин , от

h.p где К

вк

РВК / РНН

фазовая проницаемость

для воды при ее. движении в присутствии остаточной Нефти, м

(1 ifl и s с; ю пз н

4

to

f,11,2

7.3

1.

1.5

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений путем заводнения и физико-химического воздействия. Цель - сокращение затрат времени и средств на определение работающей толщины нефтяного пласта. В отдельных скважинах месторождения производят поинтервальные измерения дебита. Замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, поинтервальные значения начальной нефтенасыщенности пласта ρ_нн, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины. Определяют фазовую проницаемости для нефти К_нн и воды К_вк и конечную водонасыщенность пласта ρ_вк. Работающую толщину нефтяного пласта H_р определяют по корреляционным зависимостям К_вк/К_нн от (ρ_вк/ρ_нн), H_к (ρ_вк/ρ_нн). Использование данного способа позволяет определить работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой момент водного периода их эксплуатации. 5 ил., 3 табл.

fOQO

ffOQO

bOSG

ШО IffOOu ,2

0,7В

ОЛ5

0,55 0.60 Q,SS ejO -OJS 0,8S фигЛ

фиа.З

О

мн

Рвн

Рин

UO

1М

0.95

и 8 10 12 /« Г6 18 20 22 24 фиг. S

О