Способ определения работающей толщины нефтяного пласта при вытеснении нефти водой

 

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<SB POS="POST">нн</SB>, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины. Определяют фазовую проницаемости для нефти К<SB POS="POST">нн</SB> и воды К<SB POS="POST">вк</SB> и конечную водонасыщенность пласта ρ<SB POS="POST">вк</SB>. Работающую толщину нефтяного пласта H<SB POS="POST">р</SB> определяют по корреляционным зависимостям К<SB POS="POST">вк</SB>/К<SB POS="POST">нн</SB> от (ρ<SB POS="POST">вк</SB>/ρ<SB POS="POST">нн</SB>), H<SB POS="POST">к</SB> (ρ<SB POS="POST">вк</SB>/ρ<SB POS="POST">нн</SB>). 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.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (51) 4 Е 21 В 47/10

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ABTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ по изоБРетениям и отнРытиям

ПРИ ГКНТ СССР (21) 4360526/24-03 (22) 08,01,88 (46) 15.11.89. Бюл. N - 42 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (72) В,П.Вагин, В.M.Кузьмин, M.Ë.Ñóðãó÷åâ, Т.А.Султанов, И.Ф.Ефремов и А,A,Âàéãåëü (53) 622.27 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

Р 1373800, кл. F. 21 В 47/10, 1988, Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978, с. 208-216. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАБОТАЮЩЕЙ

ТОЛИ1ИНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ (57) Изобретение- относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений путем заводнения и

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений путем эаводнения и физикохимического воздействия.

Целью изобретения является сокращение затрат времени и средств на определение.

На фиг.1 показана корреляционная зависимость между фазовыми проницаеКве мостями — и насыщенностями

К jjH рнн ,.SU„, 15218 9 А1 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 „„, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины.

Определяют фазовую проницаемости для нефти К „„ и воды К в„ и конечную водонасыщенность пласта

Работающую толщину нефтяного пласта

h определяют по корреляционным зависимостям Кц /К як от (p j< / f) д н ) у

h („/f).„„). Использование дан. Р ного способа позволяет определить работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой момент водного периода их эксплуатации. 5 ил., 3 табл.

o„— n, на фиг,2 — зависимость - †- - от ь где Ч вЂ” накопленная добыча жидЬ кости, Q j,z — накопленная добыча нефти в безводный период, Π— накопленная добыча воды, t — время непрерывной работы скважины в водный период ее эксплуатации; на фиг.3 — зависимость комплексного параметра Y, от Я;; на фиг.4 — зависимость конечной водо)5?1869 насыщенности 1 .„„ от начальной нефтенасыщенности 3нн, на фиг.5 — завиj вк мость — -- от работающей толщины

Рн"

5 пласта Ь

Сущность способа заключается в следующем.

1), Отбирают все скважины на месторождении, в которых когда-либо проводили поинтервальные измерения дебита и имеется динамика накопленной

; добычи нефти, воды и жидкости.

2) . Для каждой выбранной скважины: ! 2а) Определяют работающую тол1 щину нефтяного пласта по данным глубинных исследований скважин, 2б), Определяют средневзвешенную начальную нефтенасыщенность работающей части нефтяного пласта Р» по 2О данным поинтервальных измерений этого параметра в процессе бурения скважин.

2в), Определяют конечную водонасыщенность работающей толщины неф- 25 тяного пласта р „ по корреляционной

-зависимости этого параметра от начальной нефтенасыщенности (указанную зависимость рекомендуется выстраивать по двум известным зависимостям между Физической проницаемостью и начальной нефтенасьш1енностью и между физической проницаемостью и конечной водонасьщенностью).

2г), Рассчитывают комплекс параметров f) в„ /() нн, 35

2д1 По фактическим данным эксплуа. тации скважины определяют величины

Ож — Я нь Яв пв

4О в которых: 0,- накопленная добыча жидкости, О„ — накопленная добыча нефти в безводном периоде работы скважины; в — накопленная добыча воды, t - время непрерывной работы 45 скважины в водный период ее эксплуатации.

2е), Выстраивают график. По оси ординат этого графика откладывают первую величину, а . по оси абсцисс от- 5О кладывают вторую величину (фиг.2), 2ж), По уклону прямолинейного участка графика определяют комплекс параметров "a" численно равный отиошению приращения ординаты к приращению абсциссы.

2э). Динамику процесса эксплуатации скважины разбивают на четыре приблизительно равные части. Намечают четыре точки динамики 1 = 1, 2, 3 и 4 и определяют соответствующие им: накопленную добычу нефти О „,, О „, О„, О q и накопленную добычу . н жидкости Q+, („,, Q+ Q„, °

z., . в

2и) . Задают первое значение величины Я, = 1 и рассчитывают комплекс параметров Ц;

1 — пь ц; = Е, 1 — ап в! ! в котором пв, — доля воды в точке

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

Ч

2л), Рассчитывают характеристику У, по формуле

Х вЂ” Х Я н — Он

Хв — Хф Qq — QHв

2м), Задают последовательно другие значения величины Я, = 0,9, 0,8 -О,l и для каждой из них повторяют расчеты, указанные в пунктах 2и) — 2л) до тех пор, пока величина У. не станет отрицательной.

2и). Строят график. По оси ординат графика откладывают величину

У,, а по оси абсцисс откладывают велччину Е; (Фиг.3). Опытные точки соединяют плавной линией, на пересечнии которой с осью абсцисс определяют комплекс параметров Е

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

Квк

К н„ 1,(l -а) в которой 4, — отношение вязкости нефти,к вязкости воды, 3). По данным проведенных вычислений выстраивают корреляционную зависимость (фиг.1):

К ВК PBK — — = <(— — )

К н„ нн

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

1521869

4Q

4а). Повторяют все вычисления, указанные в пунктах 2д) — 2о), и определяют комплекс параметров Kj, /Кд„

4б). Фактический разрез продуктивного пласта в районе данной скважины разбивают на отдельные пропластки, вьделяя их в зависимости от разрешающей способности геофизических приборов.

4в). Но данным геофизических исследований скважин в процессе их бурения определяют начальную нефтенасыщенность каждого вьделенного пропластка, а по корреляционной зависимости этого параметра от конечной водонасыщенности определяют конечную водонасыщенность каждого вьделенного пропластка (фиг.4).

4г), Укладывают отдельные про- 20 пластки в штабель трубок тока, начиная с пропластка с высшей нефтенасьпценностью и кончая пропластком с низшей нефтенасьпценностью.

4д), Используя преобразованный разрез продуктивного пласта определяют зависимость работающей толщины нефтяного пласта h от комплекса парамеров рек нн (фиг.5):

h =Е(— — )

Psê

Р

Расчеты при этом выполняют,по формулам: - «hi Р в

1 вк i P, „„

h = «»;

Р 1нн в которых: h;; p „; p ц„- толщина, конечная водонасыщеиность и начальная нефтенасыщенность 1-го пропластка в штабеле.

5) . По зависимости, найденной в и, 3), и комплексу параметров Квк Kíí найденному в и. 4а), определяют величину рв„/ р„„, 6). По зависимости, найденной в и. 4 ), и комплексу параметров ps„jо„„ определяют работающую толщину нефтяного пласта h „

В случае наличия лабораторных исследований поведения фазовых проницаемостей названные параметры вместе с начальной нефтенасыщенностью и конечной водонасьпценностью определяют непосредственно по кернам.

Определение работающей толщины нефтяного пласта в этом случае выполняют без глубинных исследований скважин, надобность в которых отпа-. дает в силу построения зависимости по данным лабораторных опытов. Пос" леднее обстоятельство особенно ценно в тех случаях, когда глубинные исследования скважин оказываются практические невыполнимыми, например, при насосной добыче нефти.

Пример. Способ апробирован на одном иэ месторождений. В результате исследований отдельных. скважин этого месторождения была получена корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями и насыщенностями, показанная на фиг.« точками.

Помимо исследований отдельных скважин на месторождении были выполнены лабораторные опыты по вытеснению нефти водой. Лабораторная корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями и насыщенностями показана на фиг.« эвездочкави.

Как видно из. фиг.1, 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.« и фиг.2).

В рассматриваемом случае: а-0,65.

Определяют фильтрационный коэффициент . =(табл.2 и фиг.З).

В рассматриваемом случае:

= 0,831.

Рассчитывают отношение фаэовой проницаемости воды при ее движении s присутствии остаточной нефти к фазовой проницаемости нефти при ее движении в присутствии связанной воды.

В рассматриваемом случае (р

2,6):

К у

Кнн

Определяют отношение водонасыщенности при полном обводнении пласта к начальной нефтенасыщенности.

В рассматриваемом случае (фиг ° 1)

1«„ / P„„ = «,Оа7.

Рассчитывают наиболее вероятный процесс обводнения фактического разреза скважин (табл.З и фиг.4 и 5) и определяют. по нему работающую тол1521869

Таблица1

gs в т!мес

Я Яиб

А» т т

t>i (Нэ т мес. о т/мес

620841

864268

1007511

1109222

1189086

1256328

1316606

1374259

1435073

1513373

1570193

1631653

1794

2993

5908

6792

8647

9896

10713

11502

12811

34719

60498

119339

152828

190713

236932

304793

357826

417531

620841

851457

972742

1048724

1100316

)136989

1163778

1183546

1198141

1212367

1214122

7, 14

11,6

)4,9

17,7

20,2

22,5

24,8

27,4

30,8

33,4

36,3

34093

33334

32777

32104

30923

29717

28978

28424

27846

Т а б л и ц а 2

Е, = 0;6

Е2

Х Х Ц Х

851457

972742

1100316

1208580

0,7183

0,4859

0,2337

0,0133

О, 5074

0,4254

0,2864

0,0380

7,14

11,6

17,7

20,8

О, 3895

0,2817

0,1463

0,0093

0,1

0,2

0,4

0,9

0,8457

0,7090

0,4774

0,0634

1,3698

0,8066

0,347)

0,0178

0,6766

0,5672

Oi38)9

0,0507

-0,066

- 0,333

+0,5903

Y, щину нефтяного пласта. В рассматриваемом случае h = 16,6 м.

Повторяют указанные расчеты для каждой скважины месторождения.

Описываемый способ позволяет одно. временно определять работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой, момент водного периода их эксплуатации благодаря такому спосо, бу ее расчета, для реализации кото рого имеется необходимая информация ,по каждой скважине. Формула изобретения

Способ определения работающей

: толщины нефтяного пласта при вытес;нении нефти водой, включающий поин тервальные измерения дебита в от дельных скважинах месторождения, ,отличающийся тем, что,, :с целью сокращения затрат времени и средств на определение, по всем, скважинам месторождения замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, поинтервальные значения начальной нефтенасыщенности пласта, 5 вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины, определяют фазовые проницаемости для нефти и воды и конечную водонасыщенность пласта, а работающую толщину нефтяного пласта рассчитывают по корреляционным зависимостям вк Кнн " ек ин, Ь. от (> „t P„„, где К вЂ” фазовая проницаемость вк

15 для воды при ее движении в присутствии остаточной

2, нефти м

К вЂ” фазовая проницаемость для нн нефти при ее движении в присутствии связанной воды, м

1" „ — конечная водонасыщенность, доли единицы; д„ вЂ” начальная нефтенасыщенность, доли единицы;

25 h — работающая толщина нефтяноP го пласта, и.

l 121869

1

1 (1 сл 1

I л л

C

О 1 х l

Ю ц

С л с! ц„ ) л

М О

o o

СЧ CO

lA 00 со а о а а о

* о с ф

О л а л о

X 1 м

Л

С 4 б О л (4 О

СЧ

Ф м л

СЛ

С4

О О

О -- O

СО М ф со Ch л л r o О CV

CO л о о л л м 4D о м

Ch

С л

Х х

Ф о

О

О л сс т

00 л.

Ю м

Ch

CV О О Ф сО СО и а о л

СЧ С ) С 4

"О О ,О

Ch М и л м с4

1

СО 1

С а1 м с4 м л

4 1 с 4

С0 С 4 Л

Ch O O л о

СЧ ф

СЧ

М О.

СЧ

С0 О л

Ch о с

Ch

СО

СЧ л а л л л л л

o o o о

CO о

О О О с ю

О и л о. Ch и о

1

1 1 м оо

СО OO I о О О л л о

СЧ М О

СО OO. а1

О л О и л г г л л л о о о о

О Л

O0 O

Ю О л л л ю о

CO л л о а З I

° !

С:(1

1

1 л ch 1 О tA 1 л о о о сг 1

СГ) о о

Ю

СО л о

Ch — О с,О л л л о o o o

1 I сгъcoco 1 л ю

СО СО 00 СО 1

I! ц !

С о

З

О, (б

О

>х х х

cd !

С3 о

С4

О, lO а

С!!

И

Ql а

Щ

С4 эх х

М о

Э

0 х !

С

qj

Я

С г — л

1 !. z

О, 1 х1О

CO

I

I

I л

1- 3 I (С. т

С

I

Е л .И

1 — — -I

Z л

I И м м с4 сч м с !

I I 1 1 I

МОСО СО М ЛСОС1СОф

ooс-> oo . - Сч

C0 CO C0 СО 00 CO CO CO CO CO 00 СО 00 ф с"1 м сч м с С 4 м

l I 1 1

О М С О О СО OO — — n М С!

ooooooо —.— — ——

CO СО CO OO CO 00 СО CO OO OO OO СО

l521869

152l869 о,ю о.ч

os

Р, H 0H . OH 070. 075 О,Я

1521869

Р,УХ д 2 4 б 8 ю12 14М182ю ЯРА

Составитель N.Yóïûñåâ

Редактор M,Áàíäópà Техред А.Кравчук

Корректор O,Êðàâöîâà t

Заказ 6902/29 Тираж 514 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4j5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101