Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изучению коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для определения кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров на всех этапах освоения нефтегазовых месторождений, например при разработке нефтегазовых месторождений, обосновании и применении способов нефтегазоизвлечения, при подсчете запасов нефти и газа и т.д. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации, на межскважинных участках при оптимальных для данных параметров режимах фильтрации и определение нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров, соответствующих работающей толщине. Для этого способ включает эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин. При этом гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановивишихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптиальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по приведенной математической зависимости. Начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая найденную толщину от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта. После чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости. 7 ил., 3 табл.

 

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к изучению коллекторских свойств продуктивных пластов, и может быть использовано для определения кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров на всех этапах освоения нефтегазовых месторождений, например при разработке нефтегазовых месторождений, обосновании и применении способов нефтегазоизвлечения, при подсчете запасов нефти и газа и т.д.

Известен способ определения коллекторских свойств нефтеносных пород, включающий определение пористости и проницаемости путем лабораторного анализа образца породы (керна) [см. книгу М.А.Жданова «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа», М.: Недра, 1981, с.120-128].

Способ позволяет получить необходимую информацию и оценить коллекторские свойства продуктивного пласта.

Недостатком способа является пространственная ограниченность информации и низкая точность определения пористости и проницаемости, т.к. керн характеризует продуктивный пласт только в точке проходки скважины, а не на межскважинных зонах, т.е. не по площади, и не учитывает их изменений по всему пласту, а также в процессе разработки и проведения мероприятий по воздействию на пласт. Для объемного изучения коллекторских свойств пласта необходимо проведение дополнительного комплекса исследований, сочетающего в себе исследования кернов, геофизические и промысловые гидродинамические исследования скважин.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому способу определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов является способ определения нижних предельных значений подсчетных параметров нефтегазоносных пластов [см. кгигу М.А.Жданова «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа». М.: Недра, 1981, с.140], включающий исследования профилей притока-приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах способами термопотокометрии, построения корреляционных зависимостей проницаемость по керну ˜ удельный коэффициент продуктивности при эксплуатации скважин, а также пористость - проницаемость по керну и определение по этим данным кондиционных значений нефтенасыщенных толщин, проницаемости и пористости пластов для минимально допустимых величин удельного коэффициента продуктивности.

Установление для продуктивных пластов нижних предельных значений проницаемости и пористости, при которых пласты отдают содержащуюся в них нефть, позволяет определять подвижные запасы нефти, проводить проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений и т.д.

Недостатком способа является низкая точность определения охваченной процессом фильтрации толщины пласта («работающей толщины пласта») на удаленных расстояниях от ствола скважины, т.к. известные способы термопотокометрии характеризуют только околоскважинную часть пластов, часто искаженную качеством перфорации и цемента за колонной.

Кроме того, названные корреляционные зависимости строятся в целом по пластам без учета режимов фильтрации, т.е. предварительного установления оптимальных значений забойного и пластового давлений.

Технической задачей предложенного способа определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов является повышение точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации, на межскважиных участках при оптимальных для данных коллекторов режимах фильтрации, предельных нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров (пористости, проницаемости), соответствующих работающей толщине.

Поставленная задача решается описываемым способом определения параметров нефтегазонасыщенных пластов, включающих эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации нефтегазонасыщенных (работающих) толщин.

Новым является то, что гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов и устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по формуле:

где - участующая в фильтрации между возмущающей и наблюдательной скважинами толщина пласта, м;

ε и - коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности работающей толщины пласта, д·см/спз и см²/сек;

β_ж и β_п - коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, (кг/см²)^-1;

m_ср. - средняя пористость пласта между исследуемыми скважинами, %,

и предельную его проницаемость, используя формулу:

h_общ - общая нефтегазонасыщенная толщина пласта между исследуемыми скважинами, м;

h - толщина прослоев с проницаемостями К_i, м;

- сумма толщин прослоев с проницаемостями K_i, начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая которую от общей нефтенасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами, находят то предельное значение проницаемости К_i=К_пр, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости.

Предлагаемый способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов отличается от протопипа последовательностью выполнения операций и наличием новых признаков, позволяющих определить оптимальные для данного месторождения забойные давления отбора продукции и закачки реагента, работающую толщину пласта на межскважинных расстояниях при оптимальных режимах процесса фильтрации, а также предельных нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров за счет комплексного подхода к решению поставленной задачи в динамическом режиме фильтрации нефти и газа.

Из патентной и научно-технической литературы нам неизвестна заявляемая совокупность отличительных признаков, следовательно, заявленный способ отвечает критерию «изобретательский уровень».

Способ осуществляют в следующей последовательности (совмещен с примером конкретного выполнения).

Предлагаемый способ был испытан на месторождении N. Были определены в лабораторных экспериментах величины коэффициентов сжимаемости жидкости β_ж=2,0·10^-4 кг/см² и породы β_п=0,3·10^-5 кг/см². С целью определения оптимальных значений забойного давления при отборе продукции и закачке вытесняющего реагента выполнены промыслово-гидродинамические исследования скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации. По результатам исследований определены базовые фильтрационно-емкостные характеристики пластов и построены их зависимости от безразмерных величин давлений (см. фиг.1-4).

Для общности выводов забойные давления принимали в долях от вертикального горного (Р_заб/Р_г). Для исследуемого объекта оптимальные величины безразмерного давления закачки реагента находятся в пределах 0,54÷0,62.

По характерным точкам изгиба индикаторных диаграмм в добывающих скважинах также определены оптимальные величины безразмерного забойного давления (фиг.5). Они составляют 0,31÷0,35.

Для определения работающей толщины и предельных значений проницаемости и пористости продуктивных пластов была подобрана 21 скважина с отбором керна в продуктивных отложениях и выполнены анализы через каждые 0,25 м. Между 14 парами из этих скважин проведены исследования методом гидропрослушивания при установленных выше оптимальных значениях забойного давления и определены комплексные характеристики работающей части пласта (табл.1, табл.2).

Таблица 1 Комплексные характеристики работающей части пласта, определенные по результатам гидропрослушивания
Скважина (возмущающая-реагирующая)	ε, д·см/спз	, см2/сек
м	% от общей
1	2	3	4	5
71-87	52	802	32,9	36,0
26-87	280	2050	70,1	73,0
26-90	110	1436	40,1	38,2
18-91	42	267	79,8	77,1
82-91	150	802	88	85,9
88-94	48	439	53,8	67,7
89-93	76	696	50,6	49,9
68-74	88	906	48,1	65,0
63-24	160	1812	44,8	42,5
73-75	200	1660	50,0	62,1

Продолжение таблицы 1.
1	2	3	4	5 1
16-75	200	2185	36,6	49,8
73-78	240	1050	84	93,9
73-79	160	885	61	68,2
73-86	14	762	68	91,3
Среднее	139	1125	57,7	63,8
Таблица 2 Средние параметры продуктивных пластов между исследуемыми парами скважин, определенные по анализу керна
Скважина (возмущающая-реагирующая)	Пористость m, %	Проницаемость К, мд	Общая толщина h, м
71-87	7,4	12,6	91,5
26-87	7,6	16,8	96,0
26-90	7,9	28,1	105
18-91	8,2	71,0	103,5
82-91	7,2	21,6	102,5
88-94	7,6	32,6	79,5
89-93	8,6	46,4	101,5
68-74	8,8	89,3	74,0
63-24	7,8	38,9	105,5
73-75	10,3	100,6	80,5
16-75	11,0	102,7	73,5
73-78	10,0	110,4	89,5
73-79	8,7	47,1	89,5
73-86	10,1	85,5	74,5
Среднее	8,6	49,8	90,5

По результатам гидропрослушивания (табл.1) средние значения по всем исследованным парам скважин равны: гидропроводность ε=139 д·см/спз и пьезопроводность =1125 см²/сек. Средняя работающая толщина, т.е. толщина пласта, определяемая по предлагаемому способу по формуле (1), равняется 57,7 м или 63,8% от общей толщины пласта.

Результаты анализа керна приведены в табл.2. По результатам анализа керна построена зависимость коэффициента проницаемости от пористости (фиг.6).

Однако на практике керн извлекается не из всех скважин и часто по конкретным скважинам, охваченным процессом гидропрослушивания, отсутствуют данные по анализу керна. В таких случаях информацию о распределении пористости и проницаемости в исследуемом интервале продуктивных отложений получают по результатам комплекса геофизических исследований, который является обязательным для каждой скважины. По результатам интерпретации материалов комплекса геофизических исследований определяется непрерывное распределение фильтрационно-емкостных параметров по толщине пласта, в том числе значений пористости и проницаемости.

Предельное значение проницаемости К_пр определили, используя формулу:

где - работающая толщина пласта, определили по результатам гидропрослушивания (формула (1));

- сумма прослоев пласта с проницаемостями К_i в порядке возрастания от минимальной величины до значения К_i=К_пр, когда выполнится условие по формуле (2).

Правая часть уравнения станет близкой или равной левой части, определенной по гидропрослушиванию при предельной величине проницаемости, пропластки со значениями ниже которой не участвуют в процессе фильтрации. Для иллюстрации на фиг.7 приведен усредненный для всех исследованных скважин график зависимости работающей толщины в процентах от общей от предельного значения проницаемости. Видно, что если предельная проницаемость увеличивается, то доля прослоев с проницаемостью, равной и выше предельной, уменьшается. Соответствующее предельной проницаемости значение пористости определяется по экспериментальной корреляционной зависимости K˜f(m) (фиг.6), построенной по данным анализа керна или геофизических исследований скважин.

Сводные результаты определений предельных значений пористости и проницаемости по каждой исследованной паре скважин приведены в табл.3.

Так, по паре скв. 71-87 работающая толщина h_раб на участке между ними по результатам гидропрослушивания равняется 32,9 м (табл.1). При последовательном вычитании толщин с проницаемостью от минимального значения до 6,0 мд толщина оставшейся части составила 32,5 м, что близко к определенной по гидропрослушиваанию величине 32,9 м. Таким образом, для этой пары скважин предельное значение проницаемости К_пр равняется 6,0 мд. По зависимости пористость-проницаемость этой величине проницаемости соответствует предельное значение пористости m_пр=3,71%. Для всех 14 пар исследованных скважин средние значения равны:

- охваченная процессом фильтрации (работающая) толщина пласта - 56,5 м;

- нижние предельные значения проницаемости - 6,9 мд, пористости - 3,7%.

Таблица 3 Сводные результаты определений предельных значений пористости и проницаемости
Скважина (возмущающая-реагирующая)	Средняя по двум скважинам предельная величина	Толщина пласта, м
проницаемости Кпр, мд	пористости mпр, %		для Кi≥Кпр
71-87	6,0	3,71	32,9	32,5
26-87	9,0	4,55	70,1	70,3
26-90	12,5	5,36	40,1	40,0
18-91	2,0	2,14	79,8	82,0
82-91	0,6	1,17	88,0	82,0
88-94	1,3	1,72	53,8	48,5
89-93	12,0	5,25	50,6	49,0
68-74	2,5	2,39	48,1	42,0
63-24	7,9	4,26	44,8	38,0
73-75	13,0	5,47	50,0	50,0
16-75	12,5	5,36	36,6	38,4
73-78	6,0	3,71	84,0	74,3
73-79	5,8	3,65	61,0	54,0
73-86	5,7	3,62	68,0	66,3
Среднее	6,9	3,74	57,7	55,4

Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа создается за счет повышения точности определения работающей толщины пласта, охваченной процессом фильтрации на межскважинных участках при оптимальных для данных параметров режимах фильтрации, и определения нижних кондиционных значений фильтрационно-емкостных параметров, соответствующих работающей толщине.

Способ определения фильтрационно-емкостных параметров нефтегазонасыщенных пластов, включающий эксплуатацию нагнетательных и добывающих скважин, проведение петрофизических исследований керна, а также геофизических и гидродинамических исследований скважин, построение корреляционных зависимостей соответствующих параметров по результатам этих исследований, гидропрослушивание, определение оптимальных режимов эксплуатации скважин и участвующих в процессе фильтрации работающих нефтегазонасыщенных толщин, отличающийся тем, что гидродинамические исследования проводят на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации, определяют базовые фильтрационно-емкостные параметры пластов, устанавливают для данного месторождения оптимальные забойные давления при отборе продукции и закачке реагента, переводят скважины на режим эксплуатации с оптимальными забойными давлениями, проводят гидропрослушивание при оптимальных забойных давлениях и определяют участвующую в фильтрации (работающую) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщину пласта по формуле:

где - участвующая в фильтрации (работающая) между возмущающей и наблюдательной скважинами толщина пласта, м;

ε и - коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности работающей толщины пласта, д·см/спз и см²/с;

β_ж и β_п - коэффициенты сжимаемости жидкости и породы, (кг/см²)^-1;

m_ср. - средняя пористость пласта между исследуемыми скважинами, %,

и предельную его проницаемость по формуле

где h_общ - общая нефтегазонасыщенная толщина пласта между исследуемыми скважинами, м;

h - толщина прослоев с проницаемостями K_i, м;

- сумма толщин прослоев с проницаемостями K_i,

начиная с минимальных значений в возрастающем порядке, последовательно вычитая которую от общей нефтегазонасыщенной толщины пласта между исследуемыми скважинами находят то предельное значение проницаемости K_i=K_пр, при котором правая часть уравнения становится близкой или равной левой части, соответствующей работающей в процессе исследования между возмущающей и наблюдательной скважинами толщине пласта, после чего по экспериментальной корреляционной зависимости пористость-проницаемость определяют предельное значение пористости, соответствующее найденному предельному значению проницаемости.