Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Техническим результатом является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях. Способ включает отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных. На основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти. Статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп по математической формуле. При комплексной интерпретации данных выявлена зависимость коэффициента вариации Ксп от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленной математической формулой. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разведке и управлении разработкой месторождений углеводородного сырья. Более точно, способ, согласно изобретению, может найти применение для подсчета остаточных извлекаемых запасов нефти при проведении промысловых исследований оптическими методами добывающих скважин, в том числе и с трудноизвлекаемыми запасами, то есть содержащих высоковязкую нефть и природные битумы.

Предпосылки для создания изобретения.

Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.

Для решения задач разработки нефтяных пластов наряду с изучением геологического строения залежей, свойств пород, слагающих пласты, свойств жидкостей и газов, насыщающих пласт, необходимо детальное исследование физико-химических процессов, влияющих на характер движения жидкостей в пласте.

Физико-химические свойства нефти в естественном залегании отличаются от свойств добываемой нефти и формируются в результате изменяющихся в геологическом времени тектонических, литологических, гидрогеологических, геохимических и других факторов, влияющих на закономерности их размещения в залежах. При миграции углеводородов из-за адсорбции их полярных компонентов на стенках пор и пустот происходит изменение физико-химического состава и свойств аккумулируемой части нефти и битумов. Оптические параметры нефти характеризуют генетическую связанность исследуемых проб нефти или близость геологических условий их формирования, что может использоваться при исследовании путей миграции углеводородов и выявлении первоочередных объектов разведки и направлений дальнейшего ведения поисково-разведочных работ, разработки и подсчете остаточных извлекаемых запасов углеводородного сырья.

Существует способ определения дебитов нефтяных пластов, включающий отбор проб нефти из скважины, определение светопоглощения и дебитов нефти, причем пробы нефти из каждого пласта в отдельности отбирают из близлежащих опорных скважин, а 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.%.

С целью характеристики исходной нефти для каждой пробы из соотношения коэффициента светопоглощения асфальтенов к их содержанию в нефти в мас.% определяют коэффициент нефти К (Патент РФ №2268362, Кл. Е21В 47/10, «Способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов»).

Недостатками существующего способа является невысокое качество исследования, обусловленное сложностью и длительностью подготовки нефти к анализу и недостаточная надежность и точность определения состава нефти, а также то, что способ не применим для определения остаточных извлекаемых запасов нефти при их подсчете.

Известен способ интерпретации данных, который разработан таким образом, чтобы преодолеть максимальное число погрешностей, понижающих качество измерений локальной объемной доли и скорости добываемой нефти, полученных в скважине с помощью различных датчиков, в том числе и оптических (Патент РФ №2346155, Кл. Е21В 47/10, «Способ интерпретации данных, измеренных при эксплуатации нефтяной скважины»).

К недостаткам известного способа можно отнести сложность проведения процедуры интерпретации данных, требующих более детализированного описания и коррекций и включающих множество параметров, что приводит к длительности осуществления способа.

Существует способ эксплуатации скважин, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного объекта, отбор проб нефти из совместно эксплуатируемых объектов, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн, статистическую обработку полученных данных и определение относительных дебитов нефти. После отбора проб нефти создают искусственные рекомбинированные пробы нефтей из различных пластов в различных пропорциях. Исследуют оптические свойства проб, сравнивают их с пробами естественных смесей нефтей. В качестве оптических свойств определяют коэффициент светопоглощения, показатель преломления и показатель дисперсии нефти (Патент РФ №2304701, Кл. Е21В 43/00, «Способ эксплуатации скважины»).

Недостатками существующего способа является сложность проведения отбора и анализа проб и невозможность применения данного способа для решения задач управления разработкой нефтяных пластов.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ, принятый нами в качестве наиболее близкого аналога, то есть прототипа.

Способ включает отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Осуществляется отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени, определение их оптических свойств при разных длинах волн и выработка рекомендаций по разработке нефтяной залежи (Патент РФ №2304705, Кл. Е21В 43/20, «Способ разработки неоднородной нефтяной залежи»).

Недостатками прототипа является то, что способ не может быть применен для определения величины предельной накопленной добычи и подсчета остаточных извлекаемых запасов углеводородного сырья.

Задачей настоящего изобретения является получение объективных данных о физико-химических свойствах добываемой нефти, а именно оптических свойствах для расчета остаточных извлекаемых запасов нефти и определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения, а также данных по обводненности продукции скважин в промысловых условиях.

Поставленная задача решается предлагаемым способом исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения, включающим отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных данных и корреляцию промысловых и лабораторных данных.

Новым является то, что на основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей, осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти. Статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп. нефти по формуле:

где: Vσ - коэффициент вариации Ксп, %; σКсп - дисперсия Ксп, см^-1; - среднеквадратическое значение Ксп, см^-1.

При комплексной интерпретации данных была выявлена зависимость параметра vg от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленной формулой:

где: Vσ - коэффициент вариации Ксп, %; ΣQн - значение накопленной добычи нефти.

Предлагаемый способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения сопровождается чертежами.

Фиг.1 представляет спектральные кривые коэффициентов светопоглощения Ксп нефти.

Фиг.2 представляет зависимость накопленной добычи нефти Σ_Qн от параметра Vσ нефти.

Фиг.3 и 4 показывают зависимости параметра Vσ добываемой нефти и дисперсии σКсп от амплитуды диаграммы гамма- каротажа в пласте Агк.

Фиг.5 показывает влияние изменения обводненности продукции скважин ΔВ на изменение параметра Vσ добываемой нефти.

Многолетние лабораторные исследования на примерах нефтяных месторождений республики Татарстан доказывают, что оптические свойства добываемой нефти хорошо коррелируются с ее физико-химическими свойствами (углеводородный состав, плотность, различные виды вязкости и поверхностного натяжения) и зависят от свойств коллекторов и сосредоточенных в них остаточных извлекаемых запасах. Изменения оптических свойств добываемой нефти в процессе разработки месторождения отражают изменения свойств пористой среды. Для исследования коэффициентов светопоглощения Ксп проб нефти использовались фотоколориметры различных конструкций.

Предварительно пробы тщательно обезвоживались методом центрифугирования, а контроль качества обезвоживания осуществлялся с помощью поляризационного микроскопа. Исследовались коэффициенты светопоглощения Ксп растворов нефти в органических растворителях (бензол, толуол, четыреххлористый углерод) не более 0,05% концентрации в интервале длин волн 400-900 нм методом многократных минимизированных измерений. Первичная обработка лабораторных данных заключалась в построении спектральных кривых коэффициентов светопоглощения Ксп нефти, представляющих собой зависимости Ксп от длины волны монохроматического света (фиг.1).

Статистическая обработка промысловых и лабораторных данных заключалась в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации Ксп. К примеру, коэффициент вариации Ксп рассчитывался по формуле:

где: Vσ - коэффициент вариации Ксп, %; σКсп - дисперсия Ксп, см^-1; - среднеквадратическое значение Ксп, см^-1.

При комплексной интерпретации лабораторных и геолого-промысловых данных была выявлена зависимость параметра Vσ (при длине волны 500 нм) от значения накопленной добычи нефти (для тульских отложений Архангельского месторождения республики Татарстан) в виде линейной регрессии с точностью аппроксимации 0,6433 (фиг.2), представленная формулой:

где: Vσ - коэффициент вариации Ксп, %; ΣQн - значение накопленной добычи.

Было установлено также, что на элементах месторождения, включающих нагнетательные и реагирующие добывающие скважины, точность аппроксимации была значительно выше и изменялась от 0,85 до 1. Для каждого из элементов были определены величины предельной накопленной добычи и с учетом полученных зависимостей были подсчитаны остаточные извлекаемые запасы, которые составили 281254 т. Параметр Vσ характеризует степень неоднородности добываемой нефти по Ксп. Пониженные значения параметра Vσ могут указывать на значительные изменения состава добываемой нефти при длительной разработке пластов, например увеличение в ней доли смол и асфальтенов, вследствие чего нефть и становится более однородной по Ксп.

Емкостно-фильтрационные свойства коллекторов в процессе их разработки также претерпевают изменения, что отражается в изменении оптических свойств добываемой из них нефти. Наиболее сильно меняется при этом проницаемость коллекторов.

На фиг.3 и 4 приводятся зависимости параметра Vσ добываемой нефти и дисперсии σКсп от амплитуды диаграммы гамма - каротажа в пласте Агк, который устанавливался по показаниям диаграмм гамма - каротажа скважин, используемых для определения коэффициентов глинистости и оценки коэффициентов общей пористости и проницаемости коллекторов. Более высокие значения Агк характерны для коллекторов с большей глинистостью и общей пористостью при их меньшей проницаемости.

Выявленные зависимости имеют вид линейной регрессии с достаточно высокой точностью аппроксимации данных R². Пониженные значения параметра Vσ и дисперсии σКсп, а значит и меньшая неоднородность добываемой нефти по Ксп характерны для коллекторов с повышенной глинистостью и общей пористостью и с пониженной проницаемостью.

Таким образом, изменение оптических свойств нефти в процессе разработки можно использовать для определения текущих свойств коллекторов разрабатываемого месторождения.

Пример конкретного выполнения.

Применимость оптического метода для оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов можно показать на примере закачки сшитых полимерных систем (СПС) в тульские отложения Архангельского месторождения, являющегося крупным месторождением высоковязкой нефти. Назначение СПС блокировать обводнившиеся интервалы и участки разрабатываемого пласта и, как следствие, включить в разработку не дренируемые участки и прослои и уменьшить обводненность продукции скважин. Изменение свойств нефти после закачки СПС может свидетельствовать о вовлечении в разработку низкопроницаемых прослоев. При этом уменьшению обводненности продукции скважин после закачки СПС соответствует увеличение параметра ΔVσ добываемой нефти, а увеличению обводненности продукции, что также может иметь место, снижение ΔVσ добываемой нефти (фиг.5). Параметр ΔVσ нефти вычислялся по формуле:

где: Vσ - коэффициент вариации Ксп нефти до закачки СПС; Vσ^∗ - коэффициент вариации Ксп нефти после закачки СПС.

Изменение обводненности продукции скважин после закачки СПС вычислялось по формуле:

где: В - обводненность продукции до закачки СПС; В^∗ - обводненность продукции после закачки СПС.

Зависимость ΔVσ нефти от изменения обводненности продукции скважин после закачки СПС имеет вид линейной регрессии с коэффициентом корреляции 0,664.

Приведенные примеры указывают на высокую точность аппроксимации оптических свойств добываемой нефти с показателями разработки и свойствами коллекторов, и подтверждают перспективность внедрения оптических, интеллектуальных систем для подсчета запасов месторождений углеводородного сырья, управления остаточными извлекаемыми запасами и свойствами коллекторов.

Достоинствами предлагаемого способа исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения являются простота использования, оперативность, достоверность, функциональность и экономичность.

Достоверность связана с тем, что подсчет запасов опирается на фактические данные по накопленной добыче скважин и учитывает текущие свойства коллекторов и флюидов разрабатываемого месторождения и данные по обводненности продукции, что позволяет более точно прогнозировать добычу существующих на месторождении скважин в реальном режиме времени в промысловых условиях.

Функциональность метода заключается в возможности его применения на разных стадиях разработки месторождения, в том числе при активном использовании технологий повышения коэффициентов нефтеизвлечения пластов.

При использовании данного способа объемы сложных и дорогостоящих геолого-геофизических технологий и затраты на их проведение значительно уменьшаются, что характеризует экономичность применения предлагаемого технического решения.

Необходимость значительного количества статистических данных по накопленной добыче скважин и лабораторных исследований проб и их корреляции, а также влияние лабораторных методик и условий на успешность применения метода можно отнести к его кажущимся недостаткам. Однако эти недостатки с успехом преодолеваются за счет фильтрации данных и при условии создания систем автоматизированной регистрации и обработки в промысловых условиях коэффициентов светопоглощения добываемой нефти, а также адаптации зависимости коэффициентов светопоглощения нефти от коэффициента нефтенасыщенности пласта путем сопоставления полученной зависимости с текущими извлекаемыми запасами.

Способ исследования скважин оптическими методами для определения количества остаточных извлекаемых запасов разрабатываемого месторождения, включающий отбор проб нефти, определение оптических свойств отобранных проб в видимой части спектра при разных длинах волн в лабораторных условиях, статистическую обработку полученных промысловых и лабораторных данных и их корреляцию, отличающийся тем, что на основе лабораторных исследований с учетом выявленных полученных зависимостей осуществляется подсчет остаточных извлекаемых запасов нефти, при этом статистическая обработка и корреляция промысловых и лабораторных данных заключается в расчетах среднеквадратических значений, дисперсии и коэффициентов вариации коэффициента светопоглощения Ксп по формуле:
$$V\sigma =\frac{\sigma K\text{сп}}{\overline{Ксп}}\cdot \mathrm{100,}$$
где Vσ - коэффициент вариации Ксп, %;
σКсп - дисперсия Ксп, см^-1;
$$\overline{Kcп}$$ - среднеквадратическое значение Ксп, см^-1,
причем при комплексной интерпретации данных была выявлена зависимость коэффициента вариации Ксп от накопленной добычи нефти в виде линейной регрессии, представленная формулой:
$$V\sigma =-\mathrm{0,0003}{\displaystyle \sum Qн+\mathrm{55,639}},$$
где Vσ - коэффициент вариации Ксп, %;
ΣQн - значение накопленной добычи.