Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и найдет применение при контроле разработки нефтяных месторождений, в частности к способам определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Техническим результатом изобретения является ускорение определения дебита, повышение точности измерения и упрощение технических операций. Для этого осуществляют отбор проб нефти из скважины совместно эксплуатируемых пластов и в отдельности из каждого пласта. Определяют светопоглощение и относительные дебиты нефти. При этом пробы нефти из каждого пласта в отдельности отбирают из близлежащих опорных скважин. Определение коэффициента светопоглощения осуществляют по отношению к асфальтенам, содержащимся в отобранных пробах нефти, в растворителе после предварительного выделения из нефти. Затем определяют их содержание в мас.% для характеристики исходной нефти для каждой пробы из отношения коэффициента светопоглощения асфальтенов к их содержанию в нефти в мас.%. Определяют коэффициент нефти. При этом относительные дебиты пластов определяют по приведенной математической формуле. 3 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и найдет применение при контроле разработки нефтяных месторождений, в частности к способам определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Известен способ определения дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных объектов [1], включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного объекта и определения оптической плотности отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн с последующим отбором проб нефти из совместно эксплуатируемых объектов и определением относительных дебитов нефти. Наряду с оптической плотностью нефтей определяют плотность, вязкость, содержание серы и рассчитывают производные от оптической плотности параметры. Производят статистическую обработку полученных данных и выявляют параметры, по которым нефти разных объектов значимо, существенно различаются между собой. По этим параметрам производят определение относительных дебитов нефти. При этом рассчитывают относительные дебиты по каждому из выявленных параметров нефти по формулам q_i=а_х-a_i/a_i-a_j, q_j=1-q_i, где a_x - значение параметра пробы нефти из совместно эксплуатируемых объектов; а_i и a_j - значение параметров проб нефти соответственно из i-го и j-го объектов; q_j - относительный дебит нефти i-го объекта; q_j - относительный дебит нефти j-го объекта; 1 - суммарная добыча (дебит) нефти. Полученный ряд значений ранжируют, отбраковывают экстремальные и по оставшимся вычисляют среднее значение относительных дебитов каждого из двух объектов. По необходимости, если число совместно эксплуатационных объектов превышает 2, методом последовательного раздвоения рассчитывают долю нефти в каждом объекте.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ определения относительных дебитов нефти совместно эксплуатируемых нефтяных пластов [2], включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и из совместно эксплуатируемых пластов, определение оптической плотности (поглощение излучения) отобранных проб в видимой и ультрафиолетовой части спектра при различных длинах волн с последующим определением вероятности поглощения излучения проб нефти в указанной области спектра по интегральному спектру пробы во всем интервале длин волн и определением относительных дебитов нефти по формулам:

Где D_x - оптическая плотность пробы нефти из совместно эксплуатируемых объектов; D_i и D_j - оптические плотности проб нефти соответственно из из i-го и j-го объектов; q_i-относительный дебит нефти j-го объекта; q_i - относительный дебит нефти j-го объекта; 1 - суммарная добыча (дебит) нефти.

Общим недостатком как аналога, так и прототипа является сложность и длительность подготовки нефти к анализу, недостаточная надежность и точность определения относительных дебитов пластов, поскольку они не учитывают содержание асфальтенов в нефти. Как известно, асфальтены являются наиболее высокомолекулярными компонентами нефти, при этом их свойства в пластовых условиях практически не меняются по сравнению с другими, например дистиллятными, фракциями. Асфальтены достаточно быстро стандартизировано выделяются из нефти разбавлением низкокипящим алифатическим растворителем.

Задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков.

Поставленная задача решается описываемым способом, включающим отбор проб нефти из скважины совместно эксплуатируемых пластов и в отдельности из каждого пласта, определение светопоглощения и относительных дебитов нефти.

Новым является то, что пробы нефти из каждого пласта в отдельности отбирают из близлежащих опорных скважин, определение коэффициента светопоглощения осуществляют по отношению к асфальтенам, содержащимся в отобранных пробах нефти, в растворителе после предварительного выделения из нефти и определения их содержания в мас.%, для характеристики исходной нефти для каждой пробы из отношения коэффициента светопоглощения асфальтенов к их содержанию в нефти в мас.% определяют коэффициент нефти К, при этом относительные дебиты пластов определяют по следующей математической формуле:

q₂=1-q₁,

где q_i- относительный дебит первого пласта;

q₂ - относительный дебит второго пласта;

k¹, k², k^H - коэффициенты нефти из скважины первого и второго пластов по пробам, отобранным из опорных скважин и исследуемой двухпластовой скважины, причем в качестве растворителя используют бензольный раствор 0,05% концентрации;

1-суммарная добыча нефти.

Реализация предлагаемого способа предусматривает следующие операции:

1. Отбор пробы нефти на устье совместно эксплуатируемой многопластовой скважины с одновременным отбором проб нефти из близлежащих опорных скважин с перфорацией одного эксплуатационного горизонта, т.е. из каждого продуктивного пласта в отдельности. На каждый эксплуатационный объект желательно отбирать пробы из не менее трех опорных скважин для повышения точности.

2. Выделение из нефти асфальтенов и определение его количества, мас.%.

3. Измерение коэффициента светопоглощения К_сп асфальтенов нефти в растворителе на стандартных приборах и коэффициента нефти К_нефти из отношения коэффициента светопоглощения К_сп к содержанию асфальтенов в нефти в мас.%.

Примеры конкретного осуществления способа.

Результаты произведенных операций сведены в таблицы.

Пример 1.

В скв. 3508 Летнего месторождения совместно эксплуатируются верейский и башкирский продуктивные пласты.

№ скважины, эксплуатируемый пласт	Ксп асфальтенов при длине волны 610 нм	Kнефти (Ксп/%асф.)	Содержание асфальтенов, мас.%
3508 верейский + башкирский	0,93	0,17	5,5
3507 верейский	1,01	0,23	4,3
3509 верейский	1,01	0,20	5,0
3510 верейский	0,99	0,21	4,8
3473 башкирский	1,11	0,13	8,6
3463 башкирский	1,06	0,09	11,8
3469 башкирский	1,10	0,09	11,6

Усредненные значения К_нефти по верейскому пласту составляет 0,21, а по башкирскому 0,11.

Определяем долю башкирского пласта в скв. 3508:

q₁=(k²-k^H)/(k²-k¹)=(0,21-0,17)/(0,21-0,11)=0,05/0,10=0,50

Соответственно доля верейского пласта в скв. 3508 составляет:

q₂=1-q₁=0,50.

В итоге расчет показывает, что приток нефти в скв. 3508 поступает практически одинаково из обоих эксплуатируемых пластов.

Пример 2.

В скв.3203 Северного месторождения совместно эксплуатируются верейский и башкирский продуктивные пласты

№ скважины, эксплуатируемый пласт	Ксп асфальтенов при длине волны 610 нм	Kнефти (Ксп/%асф.)	Содержание асфальтенов, мас.%
3203 верейский + башкирский	1,05	0,12	9,1
3507 верейский	0,86	0,18	4,8
3509 верейский	0,85	0,18	4,8
3473 башкирский	1,24	0,11	11,6

Определяем долю башкирского пласта в скв.3203:

q₁=(k²-k^H)/(k²-k¹)=(0,18-0,12)/(0,18-0,11)=0,06/0,07=0,86

Соответственно доля верейского пласта в скв. 3203 составляет:

q₂=1-q₁=0,14

Пример 3.

В скв.3237 Северного месторождения совместно эксплуатируются бобриковский и турнейский продуктивные пласты

№ скважины, эксплуатируемый пласт	Ксп асфальтенов при длине волны 610 нм	Kнефти (Ксп/%асф.)	Содержание асфальтенов, мас.%
3237 бобриковский + турнейский	1,29	0,24	7,4
3344 бобриковский	1,20	0,18	9,0
3602 бобриковский	1,20	0,12	13,6
3473 турнейский	1,15	0,28	5,8
3230 турнейский	1,29	0,26	6,8

Усредненные значения К_нефти по бобриковскому пласту составляет 0,15, а по турнейскому 0,27.

Определяем долю бобриковского пласта в скв.3237:

q₁=(k²-k^H)/(k²-k¹)=(0,27-0,24)/(0,27-0,15)=0,03/0,12=0,25

Соответственно доля турнейского пласта в скв.3237 составляет:

q₂=1-q₁-0,75.

Примечание:

В примерах 2 и 3 из-за отсутствия необходимого количества опорных скважин пробы отобраны из одной или двух скважин.

Технико-экономическое преимущество предложения заключается в ускорении определения дебита совместно эксплуатируемых нефтяных пластов и повышении точности измерения, упрощении технологических операций.

Источники информации

1. Пат. РФ № 2172403, 7 Е 21 В 47/10, БИ № 23, 2001 г.

2. Пат. РФ № 2052094, 7 Е 21 В 47/10, 1996 г. (прототип).

Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, включающий отбор проб нефти из скважины совместно эксплуатируемых пластов и в отдельности из каждого пласта, определение светопоглощения и относительных дебитов нефти, отличающийся тем, что пробы нефти из каждого пласта в отдельности отбирают из близлежащих опорных скважин, определение коэффициента светопоглощения осуществляют по отношению к асфальтенам, содержащимся в отобранных пробах нефти, в растворителе после предварительного выделения из нефти и определения их содержания в мас.%, для характеристики исходной нефти для каждой пробы из отношения коэффициента светопоглощения асфальтенов к их содержанию в нефти в мас.% определяют коэффициент нефти К, при этом относительные дебиты пластов определяют по следующей математической формуле:

где q₁- относительный дебит первого пласта;

q₂ - относительный дебит второго пласта;

k¹, k², k^H - коэффициенты нефти из скважины первого и второго пластов по пробам отобранных из опорных скважин и из скважины совместно эксплуатируемых пластов.

1 - суммарная добыча нефти.