Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений. Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта. Способ включает несколько циклов ГДИС на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций. Определяют представительную опорную выборку скважин. В каждой из скважин проводят ГДИС, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти k_{н_отн} и воде k_{в_отн}, начальную водонасыщенность K_{в_нач}. Сопоставляют значения k_{н_отн}, k_{в_отн} и K_{в_нач}, определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку. А в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции φ_в. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений.

Наиболее важными критериями при построении и настройке гидродинамической модели пласта являются экспериментальные кривые относительной фазовой проницаемости (ОФП), обычно получаемые путем стендовых лабораторных исследований на керне (см., например, изобретение по патенту РФ №2097740, 27.11.1997) или определяемые по аналогии с другими схожими месторождениями.

Несмотря на то что способ определения ОФП на кернах является прямым методом исследований, однако он характеризуется микроуровнем оценки параметров пласта и позволяет исследовать лишь ничтожную часть от реального объема нефтяного резервуара.

Более перспективным является способ, основанный на гидродинамических испытаниях нефтяных необводненных скважин, при которых оценивают интегральные свойства пласта в межскважинном пространстве, что соответствует оценке ОФП на макроуровне.

Такой способ, в частности, описан в работе: Закиров С.Н., Индрупский И.М., др. Новый подход к исследованиям скважин и пластов. Нефтяное хозяйство, 2002, №6, с.113-115.

В соответствии с описанным способом предложено проводить несколько циклов гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на ранней стадии разработки путем принудительного создания в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций при различной текущей нефтенасыщенности.

Исследования по этому способу проводят в следующей последовательности: сначала осуществляют долговременный режим стабильного отбора нефтью, после этого скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой восстановления давления (КВД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта k_но при фильтрации чистой нефти, при насыщении остаточной водой K_н=K_во), затем производят массированную закачку воды в пласт, после чего скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой падения давления (КПД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта k_во при фильтрации воды, при насыщении остаточной нефтью K_н=K_но), далее производят долговременную отработку пласта, при которой постепенно, по мере очистки пласта, растет доля нефти в продукции.

В процессе отработки осуществляют несколько остановок скважины и регистрацию циклов КВД. Каждой остановке соответствуют свои значения фазовых проницаемостей по воде k_в и по нефти k_н, соответствующие конкретной нефтенасыщенности на этот момент.

Данная серия исследований позволяет определить фазовые проницаемости, соответствующие конкретной текущей насыщенности, то есть получают значения фазовой проницаемости для всех характерных точек ОФП: краевых, соответствующих остаточной водонасыщенности K_во и остаточной нефтенасыщенности K_но, и промежуточных, когда нефтенасыщенность находится в диапазоне K_но<K_н<1-K_во. При этом, если для каждого из циклов ГДИС известны текущие насыщенности пласта, то полученные результаты полностью характеризуют кривые ОФП (зависимости текущей фазовой проницаемости от насыщенности).

В соответствии с этим способом определяют зависимость ОФП от водонасыщенности пласта (по данным КВД) математическим путем.

Недостатком данного способа является отсутствие критериев для распространения полученных ОФП на соседние скважины, отдельные зоны пласта или пласт в целом.

Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта.

Поставленная задача решается следующим образом.

Выделяют участки (блоки) пласта, с различной литолого-фациальной характеристикой, в пределах каждого блока определяют обобщенные ОФП, для чего выполняют следующие операции: исходя из критерия отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, подтягивания пластовой воды, а также прорывов нагнетаемых вод, определяют представительную опорную выборку скважин, далее в каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, по результатам которых оценивают текущие фазовые проницаемости по воде k_{в_отн} и по нефти k_{н_отн}.

При этом в начальный период эксплуатации (когда водонасыщенность пластов и обводненность продукции скважины еще не претерпели существенного изменения) выполняют следующие операции:

1) в каждой из скважин опорной выборки оценивают начальную водонасыщенность K_{в_нач} по ГИС открытого ствола, которая в рассматриваемый период эксплуатации соответствует текущей водонасыщенности K_{в_тек}=K_{в_нач};

2) строят кросс-плот, на который наносят точки k_{н_отн}, K_{в_нач} (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируются, например, известной степенной зависимостью:

3) строят кросс-плот, на который наносят точки k_{в_отн}, K_{в_нач} (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируются, например, известной степенной зависимостью:

4) методом наименьших квадратов, с учетом известных по данным петрофизических исследований значений остаточной нефте- и водонасыщенности K_но, K_во, и коэффициента вытеснения β_выт определяют коэффициенты зависимостей (1) и (2) α_н, α_в и β, по которым рассчитывают кривые фазовых проницаемостей.

На стадии эксплуатации, характеризуемой изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной (то есть при снижении нефтенасыщенности пласта вследствие его выработки), выполняют следующие операции:

1) определяют представительную опорную выборку скважин, исходя из критериев:

а) отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, интервалов подтягивания пластовой воды и прорывов нагнетаемых вод (при выполнении этого критерия значение проницаемости по гидродинамическим исследованиям характеризует исключительно перфорированный пласт, а текущая обводненность продукции φ_{в_тек} меняется исключительно за счет изменения водонасыщености пласта К_{в_тек});

б) нахождения текущей обводненности в диапазоне от 0.3<φ_{в_тек}<0.9 (этот критерий согласно теории Баклея-Леверетта определяет диапазон обводненности продукции, при которой параметры обводненности φ_{в_тек} и К_{в_тек} наиболее тесно увязаны друг с другом);

2) в каждой из скважин опорной выборки оценивают текущую обводненность продукции φ_{в_тек};

3) строят кросс-плот, на который наносят точки k_{н_отн}, φ_{в_тек} (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируют, например, известной степенной зависимостью:

4) строят кросс-плот, на один из которых наносят точки k_{в_отн}, φ_в (количество точек на кросс-плоте соответствует числу скважин), точки на кросс-плоте аппроксимируют, например, известной степенной зависимостью:

5) методом наименьших квадратов, с учетом известных по данным петрофизических исследований значений остаточной нефте- и водонасыщенности К_но, К_во и коэффициента вытеснения β_выт определяют коэффициенты зависимостей (3) и (4) α_н, α_в и β, по которым рассчитывают условные кривые фазовых проницаемостей.

Условные кривые фазовых проницаемостей при выполнении вышеуказанных критериев соответствуют реальным, поскольку в этом случае текущая насыщенность пласта К_{в_тек} и обводненность продукции φ_{в_тек} согласно теории Баклея-Леверетта изменяются пропорционально друг другу.

Таким образом, обеспечивается возможность распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта.

Эффективность предлагаемого метода показали комплексные испытания, проведенные в ОАО «Газпромнефть».

Практический пример реализации способа показан на фиг.1 и 2.

Успешности решения задачи построения обобщенных ОФП способствовало то, что рассматриваемый участок залежи характеризовался малой фациальной изменчивостью и отсутствием существенных макронеоднородностей.

Кроме того, на начальном этапе эксплуатации по данным ГИС обнаружено существенное изменение начальной нефтенасыщенности по простиранию пласта. Это позволило получить точки на кросс-плотах k_{н_отн}, K_{в_нач} и k_{в_отн}, K_{в_нач} практически во всем диапазоне возможного изменения насыщенности, то есть получить представительные кривые ОФП.

Блок залежи был практически полностью охвачен как гидродинамическими, так и геофизическими исследованиями, реализованными на основе специальной обработки результатов качественных долговременных измерений датчиками на приеме насоса, что позволило определить фильтрационные свойства пласта с высокой точностью.

Значения проницаемости по ГДИС в условиях двухфазной фильтрации были получены по опорной выборке из 34 скважин рассматриваемого участка месторождения.

В результате обобщения данных о проницаемости, полученных при интерпретации ГДИС на начальном этапе эксплуатации по всем скважинам выбранного участка К_ΣГДИС, и насыщенности K_{в_нач}, оцененной по ГИС, были определены закономерности изменения от насыщенности суммарной проницаемости пласта по ГДИС k_ΣГДИС=k_Σ(K_{в_нач}) фазовой проницаемости по нефти k_нГДИС=k_н(K_{в_нач}) и по воде k_вГДИС=k_в(K_{в_нач}), которые могут быть пересчитаны в кривые относительных фазовых проницаемостей.

Зависимость k_ΣГДИС=k_Σ(K_{в_нач}) показана на фиг.1.

Факт, что реальная связь проницаемости от насыщенности получилась достаточно тесной (коэффициент корреляции более 0.85) подтверждает правомерность предположения о том, что исследуемый объект можно приближенно описать едиными кривыми ОФП. Осредненную суммарную функцию фазовых проницаемостей можно получить осреднением полученных данных аналитической зависимостью К_ΣГДИС=3400·К_{в_нач} ^-2.38. Локальные отклонения от данной зависимости связаны с изменением абсолютной проницаемости пласта по простиранию.

Для иллюстрации возможности реализации предлагаемого способа для случая, когда текущая насыщенность отличается от первоначальной и не может быть оценена по результатам ГИС в открытом стволе, были выбраны скважины, где диапазон изменения обводненности находился между 0.3 и 0.9. Для этих скважин был построен кросс-плот, связывающий величины водонасыщенности по ГИС и обводненности по промысловым данным (фиг.2).

Точки на данном кросс-плоте фактически иллюстрируют поведение функции Баклея-Леверетта для рассматриваемого участка месторождения. На данный кросс-плот нанесены также зависимости Баклея-Леверетта, рассчитанные по формуле:

(тонкие линии на фиг.2). Расчеты были выполнены для определенных значений фазовых проницаемостей при различных соотношениях вязкостей воды и нефти.

Это свидетельствует, что в рассматриваемых условиях обводненность пласта с достаточной степенью точности характеризует его водонасыщенность. То есть перечисленные параметры, при приближенной оценке ОФП, могут быть взаимозаменяемы.

1. Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта, включающий несколько циклов гидродинамических исследований на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций с различной текущей нефтенасыщенностью, определяемой расчетным путем, отличающийся тем, что выделяют блоки пласта, с различной литолого-фациальной характеристикой, после чего в пределах каждого блока находят обобщенные относительные фазовые проницаемости в начальный период эксплуатации в следующей последовательности: определяют представительную опорную выборку скважин исходя из критерия отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, интервалов подтягивания пластовой воды, а также прорывов нагнетаемых вод, далее в каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти k_{н_отн} и воде k_{в_отн}, а по результатам геофизических исследований в открытом стволе оценивают начальную водонасыщенность K_{в_нач}, после чего выполняют сопоставление значений k_{н_отн}, k_{в_отн} и K_{в_нач}, по результатам которого определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности, на основе которых рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют обобщенные относительные фазовые проницаемости по каждому блоку в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, в следующей последовательности: по каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по воде k_{в_отн} и по нефти k_{н_отн}, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции φ_в, после чего проводят сопоставление значений k_{н_отн}, k_{в_отн} и φ_в, по результатам которого определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от обводненности продукции, на основе которых рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку.