Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения



Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения
Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения
Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2522494:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы. Способ основан на проведении лабораторных испытаний керна, определении по ним абсолютной и фазовой проницаемостей для дальнейшего расчета относительной фазовой проницаемости (ОФП) нефти и воды. Дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, использованные при проведении исследований. Затем делают расчеты и строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности образца. Для получения графиков задаются критические точки. С учетом этих критических точек на основе полученных графиков относительных фазовых проницаемостей затем на их основе строят функцию Бакли-Ливеретта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации. 2 табл., 3 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений [RU 2092691 С1, МПК 6 Е21В 47/00, опубл. 1997] с предварительным определением проницаемости, пористости, мощности пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, расчетом модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения и вытесняемой жидкости, построением полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей пропластков и математическим моделированием процессов фильтрации в пористой среде для контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке.

Известное техническое решение недостаточно эффективно для определения водонасыщенности в пласте при поршневом вытеснении по причине слабой сходимости методов математического моделирования для определения местоположения фронта вытеснения на границе «нефть-вода», а также не учитывает концевые" эффекты при построении функции Бакли-Ливеретта и ее производной.

Известен способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта [RU 2165017 С2, МПК 7 Е21В 49/00, опубл. 2001], в соответствии с которым измеряют дебиты скважин по нефти и воде по всем скважинам залежи и их вязкости в пластовых условиях. Дополнительно измеряют накопленную добычу нефти на каждый период замера дебита и, используя известное значение ее геологических запасов в недрах, определяют текущее значение водонасыщенности пласта и ее изменение. Затем определяют соответствующие им величины относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по приведенным математическим формулам.

Известное техническое решение требует проведения дополнительных исследований в скважинах, а также получения промысловых данных и является недостаточно эффективным, так как ведет к снижению точности за счет ввода новых переменных, а также повышения трудоемкости обработки данных.

Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений за счет более полного и формализованного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.

Поставленная задача решается тем, что в способе контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающем проведение лабораторных исследований керна, определение вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости нефти и воды от водонасыщенности, определяют критические точки, затем на их основе строят функцию Бакли-Ливеретта и ее производную, характеризующие распределение водонасыщенности при поршневом вытеснении в математическом моделировании процессов фильтрации.

На фиг.1 показана зависимость относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности по нефти, представлены данные лабораторных испытаний и функция, аппроксимирующая их. На фиг.2 - зависимость относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности по воде, представлены данные лабораторных испытаний и функция, аппроксимирующая их. На фиг.3 представлен график функции Бакли-Ливеретта f(s) и ее производная f'(s).

Способ осуществляется следующей последовательностью операций.

Проводят лабораторные исследования вязкости нефти и воды, определение относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефти и воды по результатам нестационарных исследований на основании [ОСТ 39-235-89. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. - М., 1989 г.].

Осуществляют расчет ОФП и построение графиков зависимостей ОФП от водонасыщенности, построение функции Бакли-Леверетта, а также ее производной.

Используют полученные функции при построении математической модели процессов фильтрации в пористой среде.

Пример конкретного осуществления способа на образце керна терригенного коллектора месторождения Западной Сибири

Были проведены лабораторные исследования образца керна, полученные фазовые проницаемости, результаты представлены в таблицах 1,2. Также проведены замеры вязкостей нефти µн=1,26 сП, воды µв=1 сП и абсолютной проницаемости по азоту Кабс=70,5 мД.

Выполнены расчеты относительной фазовой проницаемости по формуле

К О Ф П = К ф К а б с ,

результаты представлены в таблицах 1, 2,

где VB.H, VB.B - объем вытесненных нефти и воды (см3);

VH, VB - объем нефти и воды в образце (см3);

SB - водонасыщенность (%);

QH, QB - объем прокачанного агента нефть и вода (см3);

t - время прокачки (с);

Кфн, Кфв - проницаемость фазовая нефти и воды (мД);

ΔР - давление прокачки (атм);

КОФП - относительная фазовая проницаемость (%) соответственно по нефти КОФПн и воде КОФПв.

Таблица 1
I этап "Вытеснение нефти водой"
Результаты опытов Рассчет
Vв.в, см3 Vн ,см3 Sв, % Qн, см3 t, с Кфн, мД ΔР, атм КОФПн, %
1,2 1,2 75,5 керосин не фильтруется 0
1,8 1,8 63,2 1,1 60 22 1 31,2
2,05 2,1 58 3,5 60 35 2 49,6
2,2 2,2 54,9 1,7 20 40 2,5 56,7
2,65 2,7 45,7 3,8 20 57,1 4 81,0
2,9 2,9 40,6 3,86 20 58 4 82,3
3,4 3,4 30 2 10 60,6 4 86,0
3,8 3,8 22 4,1 20 62 4 87,9
Таблица 2
II этап "Вытеснение воды нефтью"
Результаты опытов Рассчет
Vв.н, см3 Vв ,см3 Sв, % Qв, см3 t,c Кфв, мД ΔР, атм КОФПв, %
1 1,0 20 вода фильтруется 0
1,46 1,5 30 0,87 300 1,4 - 2,0
2,43 2,4 50 3,05 300 4,9 - 7,0
2,97 3,0 61 11,5 300 9,1 - 12,9
3,37 3,4 69 8,3 100 13,3 - 18,9
3,61 3,6 74 4,21 30 16,9 - 24,0

На основе данных из таблицы 1 строят график зависимости Кофп от S для нефти и воды. Затем в тех же координатах построен график функции, аппроксимирующей лабораторные данные на основе расчетов предложенных в [Грачев С.И., Хайруллин А.А., Хайруллин Аз.А. Аппроксимация относительных фазовых проницаемостей кубической параболой. - Известия вузов «Нефть и газ», №2, 2012,с.37-43]. Подбирая критические точки для лабораторных данных по 1 этапу (таблица 1), коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Sон), максимальную ОФП нефти (К1) и водонасыщенность при K1 (S1), добились того, чтобы среднеквадратичное отклонение между функцией и лабораторными данными было минимальное (фиг.1). Затем подбирая критические точки, для лабораторных данных по 2 этапу (таблица 2), остаточную водонасыщенность (SОB) и максимальную ОФП воды (Kmax), аналогично добились того, чтобы среднеквадратичное отклонение между функцией и лабораторными данными было минимальное (фиг.2). Полученные графики представлены на фиг.1 и 2.

После аппроксимации ОФП для построения графика функции Бакли-Ливеретта использовали формулу из [Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Изд-во «Недра», 1998 г. - С.168]:

f ( s ) = v в v в + v н = k в ( s ) k в ( s ) + μ в μ н k н ( s ) ,

где vв и vн - скорости фильтрации воды и нефти соответственно;

kв(s) и kн(s) - относительные проницаемости по воде и нефти соответственно, зависящие от водонасыщенности s;

µв и µн - вязкости воды и нефти.

Полученная функция f(s) и ее производная f'(s) приведены на фиг.3. Значения производной на графике показаны уменьшенными в 3 раза для лучшей визуальной оценки.

Полученные функции были применены при математическом моделировании процессов фильтрации и показали высокую сходимость с фактическими показателями на месторождении.

Таким образом, предложенный способ контроля за разработкой нефтяных месторождений эффективен и промышленно применим.

Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения, включающий проведение лабораторных исследований керна, определение по ним абсолютной и фазовой проницаемостей для дальнейшего расчета относительной фазовой проницаемости нефти и воды, дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, затем строят графики зависимостей относительной фазовой проницаемости от водонасыщенности образца, для чего задают критические точки, с учетом которых на основе полученных графиков относительных фазовых проницаемостей, строят графики функции Бакли-Ливеретта и ее производной, которые далее используют при математическом моделировании процессов фильтрации.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к противопожарной технике и может быть использовано при оценке огнетушащей способности порошковых составов огнетушителей. Способ определения распределения массы частиц огнетушащего вещества, содержащегося в нестационарном газовом потоке, с осаждением их на подложке и измерением времени осаждения частиц.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к автомобильно-дорожной и коммунальной отраслям, а именно к способам, предотвращающим скользкость на автодорогах и тротуарах в зимний период нанесением на них противогололедных реагентов (ПГР).

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. .

Изобретение относится к устройствам для дисперсного анализа и одновременного измерения объемной активности аэрозольной и газовой фракций радиоактивных аэродисперсных систем, содержащих радиоактивный рутений, оно может быть использовано в промышленности и для санитарно-гигиенической оценки воздушной среды, а также для оценки эффективности работы пылеулавливающего оборудования и средств индивидуальной защиты (СИЗ) органов дыхания.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования. .

Изобретение относится к области петрофизических исследований определения объема (количества) связанной воды породы и может быть использовано для определения важнейшего параметра - нефтегазонасыщенности пород - при оценке запасов месторождений.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам мониторинга добычи и разработки совместно эксплуатируемых нефтяных пластов. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении нефтенасыщенных пластов в разрезе скважины. Техническим результатом является повышение точности определения нефтенасыщенного пласта в разрезе скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию геомеханический свойств пластов. Техническим результатом являются повышение точности определения и результативности стимуляции хрупких зон коллекторов, а также повышение экономичности исследования вновь бурящихся скважин.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяных залежей, и может использоваться при проведении геолого-технических мероприятий по увеличению добычи нефти.

Изобретение относится к области отбора проб жидкости и может быть использовано на нефтегазодобывающих комплексах, системах, транспортирующих нефть и газ, нефтегазоперерабатывающих заводах и других предприятиях, на которых существует необходимость отбора проб из трубопроводов и технологических аппаратов.

Изобретения относятся к нефтегазовой промышленности и могут быть использованы для определения местонахождения углеводородного сырья при бурении скважин. Техническим результатом является упрощение и повышение достоверности способа и устройства определения пластов, содержащих углеводороды.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа.

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.

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН).
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности в области контроля за разработкой нефтегазовых месторождений. Техническим результатом является получение достоверной информации о пространственном распределении переменной эффективной проницаемости, имеющей характер пропускной способности флюидов пласта под воздействием стационарного давления по площади.

Изобретение относится к получению характеристик пластового флюида, имеющегося в подземном пласте, во время бурения. Техническим результатом является коррекция измеренных концентраций компонентов газа в буровом растворе.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора. Техническим результатом является повышение точности определения показателей, характеризующих состояние призабойной зоны пласта. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта включает эксплуатацию скважины на установившемся режиме перед проведением гидродинамического исследования, гидродинамическое исследование скважины методом восстановления давления, определение забойного давления и продолжающегося притока жидкости из пласта в скважину после ее остановки, и обработку результатов замеров. Причем при обработке результатов замеров определяют текущее пластовое давление методом произведения, проводят аппроксимацию данных результатов замеров, включающую при коэффициенте детерминации менее 0,99 разделение фактической кривой восстановления давления (КВД) на отдельные участки. Затем осуществляют подбор аппроксимирующих уравнений для выделенных участков, и деление всего периода проведения исследования на интервалы с постоянным шагом по времени. Рассчитывают для указанных интервалов значения забойного давления. Обрабатывают аппроксимированную КВД методом детерминированных моментов давления с определением пластового давления и безразмерного диагностического признака. Сравнивают полученное пластовое давление с давлением, определенным методом произведения. В случае, если они отличаются более чем на 0,3 МПа, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее по результатам определения пластового давления методом произведения оценивают степень восстановления забойного давления, полученного при исследовании скважины, и определяют коэффициент продуктивности скважины по режиму. Для уточнения положения обрабатываемого участка строят билогарифмический график. Выполняют обработку фактической и аппроксимированной КВД методом касательной с определением параметров удаленной зоны пласта. Сопоставляют результаты обработки фактической и аппроксимированной КВД методом касательной. В случае отличия коэффициентов проницаемости удаленной зоны пласта по фактической и аппроксимированной кривым, выполняют процедуру аппроксимации с использованием других аппроксимирующих уравнений. Далее определяют скин-фактор для КВД с практически полным не менее 99% восстановлением давления и для недовосстановленных КВД. Оценивают состояние призабойной зоны пласта по значениям диагностического признака и скин-фактора. Для КВД, обработка которых методом касательной не может быть выполнена, производят обработку дифференциальным или интегральным методами с учетом послепритока, предварительно выполнив процедуру аппроксимации кривых восстановления затрубного и буферного давлений для равноудаленных значений времени. Определяют параметры удаленной зоны пласта при использовании нескольких методов с учетом послепритока, в случае ухудшенного состояния призабойной зоны пласта определяют размеры и свойства призабойной зоны пласта, используя определенные ранее значения проницаемости удаленной зоны пласта. Оценивают состояние призабойной и удаленной зон пласта по значениям диагностического признака, проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и размеров призабойной зоны пласта. 11 ил.
Наверх