Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины



Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины
Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины

 

G01N1/00 - Исследование или анализ материалов путем определения их химических или физических свойств (разделение материалов вообще B01D,B01J,B03,B07; аппараты, полностью охватываемые каким-либо подклассом, см. в соответствующем подклассе, например B01L; измерение или испытание с помощью ферментов или микроорганизмов C12M,C12Q; исследование грунта основания на стройплощадке E02D 1/00;мониторинговые или диагностические устройства для оборудования для обработки выхлопных газов F01N 11/00; определение изменений влажности при компенсационных измерениях других переменных величин или для коррекции показаний приборов при изменении влажности, см. G01D или соответствующий подкласс, относящийся к измеряемой величине; испытание

Владельцы патента RU 2505676:

Общество с ограниченной ответственностью ООО "Сплит" (RU)

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа. Способ включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a*(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. 3 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.

Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности Кн, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока Коп.

Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.

Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (Кн - коэффициент текущей нефтенасыщенности, Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.

Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности Кно) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.

Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.

Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.

На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.

Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Согласно изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (а, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=а*(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:

,

где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения, Кво - коэффициент остаточного водонасыщения, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.

Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.

На рис.1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис.2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и Кн. На рис.3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин.

Предложенный способ включает следующие шаги:

1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей

1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.

1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].

1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (Кпрв) и по нефти (Кпрн) от коэффициента текущей водонасыщенности Кв (рис.1).

1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости):

,

где Кво - коэффициент остаточной воды, Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщености, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти, - коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.

1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости и . Проводится оценка стандартной ошибки и .

1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.

2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости

2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (Кво), коэффициента поритстости (Кп) и коэффициента глинистости (Кгл).

2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1]:

Кво=а*(Кглп)+b.

3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу ГИС [4, 7].

4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов

Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.

4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:

4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт ρзп [7].

4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасыщенности с использованием следующего уравнения:

где ρв - это сопротивление пластовой воды. А, m, В, n - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.

5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов

5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения Kво используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости:

Кво=а*(Кглп)+b,

где а, b - петрофизические коэффициенты (п.2), Кгл и Кп - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).

6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов

Определение Кн по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].

7 Определение коэффициента обводненности притока Коп

,

где µн - коэффициент динамической вязкости нефти, µв - коэффициент динамической вязкости воды.

8 Определение ожидаемого состава притока

Для определения ожидаемого состава притока строится кривая Коп от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис.2):

8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».

8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».

8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».

8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода».

Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.

На рис.3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта-коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.

Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.

9 Список литературы

1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. - Москва, 2001.

2. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.

3. В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. - 2003.

4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.

5. Калмыков Г.А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно-практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г.Тюмень, 12-13 октября 2004 г.

6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.

7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.

8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации. // Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.

9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В.И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.

Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины, включающий проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн), отличающийся тем, что предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв,nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a·(Кглп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) по следующей формуле:
,
где Кн - коэффициент текущего нефтенасыщения,
Кво - коэффициент остаточного водонасыщения,
Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде,
nв - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости,
nн - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости,
µн - коэффициент динамической вязкости нефти,
µв - коэффициент динамической вязкости воды,
далее по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов. .

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин. .

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, а именно к группе ядерно-физических методов исследования минерального сырья. .

Изобретение относится к недеструктивному анализу природных сред, а более конкретно к группе геофизических методов, предназначенных для количественной оценки качества руд в естественном залегании, например в скважинах, и может быть использовано при поисках и разведке железных руд в геологии и геофизике.

Изобретение относится к устройству, обеспечивающему отбор представительных проб природного газа для лабораторного анализа из магистральных газопроводов, с газораспределительных станций и технологических установок.
Изобретение относится к области аналитической химии, а именно к способу пробоотбора и пробоподготовки к химическому анализу твердых материалов (металлов, минералов, синтетических материалов).

Изобретение относится к космической технике, а именно к устройствам для забора проб грунта, например замерзших кусков льда и т.п., и может быть использовано при изучении планет, комет и других небесных тел.

Изобретение относится к арматуростроению и предназначено для периодического отбора проб из трубопроводов, применяемых, например, при переработке продуктов питания, или в фармацевтики, или в медицине.

Изобретение относится к способу сушки геологических проб золотосодержащих руд. Способ включает установление нормативного значения массовой доли влаги в подсушенной пробе, нагревание и охлаждение нагретой пробы на воздухе.

Изобретение относится к области защиты окружающей среды и предназначено для выявления загрязнения приземного слоя атмосферы при сухом осаждении кислотных аэрозолей в зимний период.

Изобретение относится к космической технике, а именно к устройствам для забора проб грунта, например замерзших кусков льда и т.п., и может быть использовано при изучении планет, комет и других небесных тел.

Изобретение относится к медицине, ветеринарии и биологии. Проводят фиксацию образца, декальцинацию, промывание водой, дегидратацию в спиртовых растворах и заливку в парафин.
Изобретение относится к области медицины и биологии и может быть использовано при изготовлении гистологических препаратов в лабораторных условиях. Состав для заключения гистологических препаратов включает синтетическую смолу, растворитель и вспомогательный компонент.

Изобретение относится к сварке, в частности к способам создания напряженного состояния в металлических образцах преимущественно из углеродистых и низколегированных сталей, и может быть использовано для тарировки и проверки существующих методов и оборудования для определения напряженного состояния в металлических конструкциях.

Изобретение относится к мониторингу свойств углеводородных пластов и свойств добываемых флюидов во время добычи, особенно в ходе механизированной добычи. Техническим результатом является определение характеристик параметров призабойной зоны и получение более качественных характеристик пласта на границе раздела пласта и скважины.
Наверх