Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет более полного и наглядного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы. Для этого в способе замеряют параметры глинистости, пластовое давление, вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований. Строят поля давлений и векторные и скалярные поля скоростей фильтрации. Рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид: Y = 0,626 - 0,007678z₃ - 0,001916z₂ + 2,796 · 10^-6 z₂z₃, где z₂ = -0,38x₁ + 0,54x₂ + 0,49x₃ - 0,28x₄ - 0,50x₅, z₃ = 0,88x₁ + 0,42x₂ + 0,19x₃ + 0,09x₄ + 0,08x₅; x₁ - глинистость, д. ед.; x₂ - начальная нефтенасыщенность, %; x₃ - начальная нефтенасыщенная толщина, м; x₄ - проницаемость, мД; x₅ - скорость фильтрации, м/год; и при значении Y < 0,3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений /1/ с предварительным определением проницаемости, пористости, мощности пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, расчетом модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения, и вытесняемой жидкости, построением полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей и математическим моделированием процессов фильтрации в пористой среде для контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке.

Известное техническое решение недостаточно эффективно для контроля за разработкой глинизированных коллекторов.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами /2/, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выдачу рекомендаций по проведению определенных геолого-технических мероприятий.

Прототип недостаточно эффективен, так как не учитываются скорости и направления фильтрации жидкости в пористой среде.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами за счет более полного и наглядного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Поставленная задача решается тем, что дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид Y = 0.626 - 0.007678z₃ - 0.001916z₂ + 2.796·10 ^{- 6}z₂z₃ где z₂ = -0.38x₁ + 0.54x₂ + 0.49x₃ - 0.28x₄ - 0.50x₅ (1) z₃ = 0.88x₁ + 0.42x₂ + 0.19x₃ + 0.09x₄ + 0.08x₅ (2) где x_i - глинистость, д.ед.; x₂ - начальная нефтенасыщенность,%; x₃ - начальная нефтенасыщенная толщина, м; x₄ - проницаемость, мД; x₅ - скорость фильтрации, м/год; и при значении Y < 0.3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия.

Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "Новизна".

Что касается "Изобретательского уровня", то для определения вида зависимости был проведен статистический анализ данных по скважинам с помощью метода главных компонент [3], позволяющий распознавать принадлежность скважин к классам:
1) применение геолого-технических мероприятий;
2) оставить существующую систему разработки.

С помощью метода главных компонент были найдены наиболее значимые компоненты (1), (2). Была построена зависимость коэффициента нефтеотдачи от главных компонент (см. чертеж).

На чертеже кружками обозначены значения текущего коэффициента нефтеизвлечения от 0.4 до 0.6, треугольниками от 0.2 до 0.4 и квадратиками меньше 0.2.

Легко заметить, что линия Y = 0.3 разделяет значения Кин выше и ниже 0.4, и соответственно, разделяет хорошо разрабатываемые участки и участки, требующие вмешательства.

Такой подход позволяет эффективнее спланировать геолого-технические мероприятия по доизвлечению нефти в глинизированных коллекторах.

Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "Изобретательский уровень".

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

1. Проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах.

2. Построение полей давлений и полей градиентов давлений.

3. Нестационарные фильтрационные исследования кернов для определения относительных фазовых проницаемостей нефти и воды.

4. Построение векторных и скалярных полей скоростей фильтрации.

5. Расчет значений коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид
Y = 0.626 - 0.007678z₃ - 0.001916z₂ + 2.796·10 ^{- 6}z₂z₃
где z₂ = -0.38x₁ + 0.54x₂ + 0.49x₃ - 0.28x₄ - 0.50x₅
z₃ = 0.88x₁ + 0.42x₂ + 0.19x₃ + 0.09x₄ + 0.08x₅
где x₁ - глинистость, д.ед.;
x₂ - начальная нефтенасыщенность,%;
x₃ - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x₄ - проницаемость, мД;
x₅ - скорость фильтрации, м/год.

6. Выдача рекомендаций при значении Y < 0.3 проводить интенсифицирующие мероприятия.

Пример конкретного осуществления способа на горизонте D₀ Чишминской площади Ромашкинского месторождения
1. Были проведены геофизические исследования скважин, определены параметры глинистости, давления в скважинах. Данные по одному из участков приведены в табл. 1.

2. По известным замерам начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления, глинистости были построены соответствующие карты начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления, глинистости.

3. По данным эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин и выше построенных были рассчитаны карты остаточных нефтенасыщенных толщин и остаточной нефтенасыщенности. Результаты приведены в табл. 1.

4. По данным нестационарных исследований кернов определены относительные фазовые проницаемости нефти и воды в виде

f₁(s) = x^af₂(s) = (1-x)^b
где f₁(s) - относительная фазовая проницаемость по воде; f₂(s) - относительная фазовая проницаемость по нефти; S_c - начальная водонасыщенность; S_T - конечная водонасыщенность; а и b - параметры относительных фазовых проницаемостей, поиск которых осуществляется по результатам нестационарных исследований [4].

5. По картам давлений построены карты градиентов давлений по следующей формуле

Частные производные в точке вычислялись по формуле центральных разностей


Зная градиент давления, линии тока жидкости можно определить как вектор, противоположный по направлению градиенту давления.

6. Скорость фильтрации одной из фаз в заданной точке (x₀, y₀) определена по формуле

где μ_i- вязкость соответствующей фазы; k(x₀, y₀) - тензор проницаемости, определяемый по данным соответствующих исследований кернов; S(x₀, y₀) - текущая нефтенасыщенность; gradP(x₀,y₀) в точке (x₀, y₀), где f₁(s) и f₂(s) - относительные фазовые проницаемости воды и нефти.

Скорость совместной фильтрации фаз (нефти и воды) в заданной точке (x₀, y₀) определяется по известной формуле
v₀(x₀, y₀>) = v₁(x₀, y₀)+v₂(x₀, y₀),
где v₁(x₀, y₀), v₂(x₀, y₀) - скорость водной и нефтяной фазы соответственно. Таким образом, общая скорость фильтрации жидкости

7. Вычислив в заданных скважинах:
x₁ - глинистость, д.ед.;
x₂ - начальная нефтенасыщенность,%;
x₃ - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x₄ - проницаемость, мД;
x₅ - скорость фильтрации, м/год,
вычислили критерий по следующей формуле
Y = 0.626 - 0.007678z₃ - 0.001916z₂ + 2.796·10 ^{- 6}z₂z₃
где z₂ = - 0.38x₁ + 0.54x₂ + 0.49x₃ - 0.28x₄ - 0.50x₅
z₃ = 0.88x₁ + 0.42x₂ + 0.19x₃ + 0.09x₄ + 0.08x₅
Зная значение критерия Y, воспользовались правилом при Y < 0.3 рекомендовать проведение интенсифицирующих мероприятий.

В табл. 2 приведены результаты расчетов.

Таким образом, предложенный способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами эффективен и промышленно применим.

Источники информации
1. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, БИ N 28, 1997.

2. А.Я. Хавкин, Р.С. Хисамов Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне. - Нефтяное хозяйство, 1998, N 4, с.47.

3. К. Фукунага Введение в статистическую теорию распознавания образов //Москва, Наука, 1979, 368 с.

4. Карачурин Н.Т. Нечеткие подходы к решению обратных задач в системах добычи нефти и газа //Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук, Уфа, БГУ, 1997.

Формула изобретения

Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выдачу рекомендаций по проведению определенных геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид
Y = 0,626 - 0,007678z₃ - 0,001916z₂ + 2,796 · 10^-6 z₂z₃,
где z₂ = -0,38x₁ + 0,54x₂ + 0,49x₃ - 0,28x₄ - 0,50x₅,
z₃ = 0,88x₁ + 0,42x₂ + 0,19x₃ + 0,09x₄ + 0,08x₅,
где x₁ - глинистость, д.ед.;
x₂ - начальная нефтенасыщенность, %;
x₃ - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x₄ - проницаемость, мД;
x₅ - скорость фильтрации, м/год,
и при значении Y < 0,3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3