Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах



Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах
Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах

 


Владельцы патента RU 2524719:

Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений. Техническим результатом является определение местоположения застойных и слабодренируемых нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей. Способ включает проведение фильтрационных экспериментов на кернах в стационарном режиме, построение зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определение предельного градиента давления, соответствующего изменению характера фильтрации жидкости. Дополнительно проводят фильтрационные эксперименты на кернах различной проницаемости в нестационарном режиме, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости. Наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабодренируемую зону нефтяной залежи. 9 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных низкопроницаемых месторождений.

Известен способ определения местоположения застойных и слабодренируемых зон нефтяной залежи (пат. RU №2186204, опубл. 27.07.2002), осуществляемый путем выбора участка нефтяной залежи с добывающими и нагнетательными скважинами, определения для каждой добывающей скважины накопленного отбора нефти, жидкости и воды, времени эксплуатации скважины, построения карт изолиний, выделения на каждой из построенных карт слабодренируемых и застойных зон, сравнения выделенных зон на всех картах и принятия за слабодренируемые и застойные зоны нефтяной залежи участков в выделенных зонах, совпадающих на всех картах, отбором проб нефти из добывающих скважин на выбранном участке нефтяной залежи во времени не менее трех раз и не реже, чем через три месяца, определением по каждой пробе значения коэффициента светопоглощения нефти, построением карты изолиний на каждую дату отбора проб для значении коэффициента светопоглощения нефти и принятия участков, ограниченных изолиниями с максимальными, средними и минимальными значениями коэффициента светопоглощения нефти, соответственно, за активные, слабодренируемые и застойные нефтенасыщенные зоны нефтяной залежи.

Недостатком данного способа является его высокая трудоемкость, связанная с периодическими отборами проб нефти и определением коэффициента светопоглощения.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ, основанный на выделении участков залежи, где образуется низкая скорость фильтрации пластовой нефти, обусловленная повышением вязкости нефти. Повышение вязкости нефти связывают с тем, что в процессе эксплуатации залежи происходит изменение свойств нефти при охлаждении и выделении из нее растворенного газа. Влияние вязкости на течение нефти наблюдается лишь при низких скоростях фильтрации, и в связи с этим выделяют критические градиенты давления - градиент динамического давления сдвига и градиент предельного разрушения структуры. При существовании в пласте фактических градиентов давления ниже градиента динамического давления сдвига и предельного разрушения происходит снижение охвата пласта фильтрацией, вследствие чего в пласте образуются слабодренируемые участки (В.В.Девликамов, З.А.Хабибуллин, М.М.Кабиров, «Аномальные нефти», Москва, «Недра», 1975 г., стр.135).

Для осуществления данного способа находят зависимость скорости фильтрации от градиента давления, из которой определяют критические точки: точка начала интенсивного роста объемной скорости фильтрации (характеризуется градиентом динамического давления сдвига) и точка перехода к линейному закону фильтрации (характеризуется градиентом давления предельного разрушения структуры). Градиенты давления определяют расчетным путем по средним значениям содержания структурообразующих компонентов нефти, величина которых не постоянна как по площади, так и по мощности. В связи с этим строят две карты распределения градиентов давлений: карту изоградиентов динамического давления сдвига и карту изоградиентов предельного разрушения структуры. Оценку расположения и размеров слабодренируемых зон производят сопоставлением значений характерных градиентов давлений с фактическими градиентами пластового давления, в связи с этим строят также карту фактических изоградиентов пластового давления. Границы слабодренируемых зон проводят путем совмещения карт расчетных характерных градиентов давления с картой распределения фактических градиентов давления. Участки, где фактические градиенты давления ниже градиента динамического давления сдвига и градиента давления предельного разрушения структуры, принимают за застойные и слабодренируемые.

Недостатком этого способа является то, что данный способ определения застойных и слабодренируемых зон основан на определении участков залежи, где образуются аномалии вязкости нефти, обусловленные изменением ее состава и свойств, проявляющиеся в основном в залежах, содержащих высокомолекулярные нефти и, соответственно, не приемлем для маловязких нефтей.

Основной решаемой задачей предлагаемого способа является применение способа для залежей маловязких нефтей (не обладающих аномалиями вязкости) в условиях низких проницаемостей. Технический результат от применения заявленного способа заключается в определении местоположения застойных нефтенасыщенных участков нефтяных низкопроницаемых залежей.

Поставленная задача решается тем, что на кернах проводят фильтрационные эксперименты со стационарным режимом фильтрации, строят зависимость скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определяют значение предельного градиента давления, который соответствует изменению характера фильтрации жидкости. При этом дополнительно проводят на кернах различной проницаемости фильтрационные эксперименты с нестационарным режимом фильтрации, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабо дренируемую зону нефтяной залежи. Способ осуществляется следующим образом.

1. Проводят серию лабораторных исследований по фильтрации жидкости через образцы кернового материала с различными проницаемостями. В каждом эксперименте проводят два типа фильтрационных экспериментов: стационарные и нестационарные. Нестационарная фильтрация используется для измерения скорости фильтрации при низких градиентах давления.

2. Строят график зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления. На графике находят критическую точку, в которой происходит изменение угла наклона линии при переходе от высоких значений градиента давления к низким. Эта точка характеризует изменение режима фильтрации жидкости, а соответствующий ей градиент давления называется предельным градиентом давления. Нелинейный режим фильтрации проявляется при градиентах давления, меньших предельного градиента давления.

3. Строят график зависимости предельного градиента давления от проницаемости.

4. Строят карты проницаемости и пластового давления. На основе карты проницаемости и по найденной зависимости предельного градиента давления от проницаемости строят карту предельного градиента давления.

5. На основе карты пластового давления строят карту модуля градиента пластового давления.

6. На карты модуля градиента пластового давления и предельного градиента давления наносят квадратную сетку. Размеры сетки будут зависеть от необходимой степени точности получаемых результатов. Чем мельче сетка, тем более информативны результаты расчета на единицу площади залежи.

7. Внутри ячеек сетки определяют значения модуля градиента пластового давления и предельного градиента давления.

8. Сравнивают значения в соответствующих ячейках карты модуля градиента пластового давления и предельного градиента давления. Ячейки, в которых значения модуля градиента пластового давления меньше предельного градиента давления, будут являться застойными или слабодренируемыми участками залежи.

Пример.

Нефтяная залежь находится на стадии активной разработки. Выбираем краевой разбуриваемый участок залежи, включающий 153 добывающих и 78 нагнетательных наклонно-направленных скважин. На выбранном участке залежь характеризуется высокой расчлененностью и неоднородностью со следующими геолого-геофизическими параметрами: глубина залегания - 2600 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 28 м, средний коэффициент проницаемости по нефти - 0,0025 мкм2, коэффициент пористости - 0,16, коэффициент нефтенасыщенности - 0,52, начальное пластовое давление - 25 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях - 1,6 сП, плотность нефти в пластовых условиях - 870 кг/м3, давление насыщения газом - 11,6 Мпа, газовый фактор - 70 м3/т.

Для оценки застойных и слабодренируемых зон рассматриваемой разрабатываемой залежи необходимо получить зависимость предельного градиента давления от проницаемости. Для построения этой зависимости необходимо провести серию лабораторных исследований. В связи с чем, на керновых материалах, которые были отобраны из скважин, расположенных на рассматриваемом участке залежи, проводят лабораторные исследования по фильтрации жидкости. Выполняют 30 экспериментов, отличающихся проницаемостью керновых материалов. В свою очередь, в каждом эксперименте проводим два типа фильтрации.

Первый тип - стационарная фильтрация, когда при различных градиентах давления на керне измеряют скорость фильтрации флюида. Фильтрация в низкопроницаемом коллекторе не подчиняется линейному закону фильтрации Дарси. На фиг.1 показана характерная экспериментальная зависимость скорости фильтрации от градиента давления при проведении экспериментов по стационарной фильтрации. На фиг.1 можно выделить линейный участок, причем его экстраполяция отсекает на оси абсцисс эффективный начальный градиент давления (Н0) и участок в области низких градиентов давления. В результате обработки экспериментов по стационарной фильтрации можно определить угол наклона линейной части в зависимости скорости фильтрации от градиента давления, тангенс угла которого характеризует проницаемость линейной части, и эффективный начальный градиент (Н0).

Эксперименты по стационарной фильтрации не позволяют измерить скорость при достаточно низких градиентах давления. Поэтому проводят второй тип экспериментов - нестационарная фильтрация. В данном случае после установления стационарного состояния перекрывают вход и выход на образце фильтруемого керна и измеряют изменение градиента давления во времени. Для обработки экспериментов по нестационарной фильтрации используют численное решение уравнения пьезопроводности на давление с соответствующими граничными условиями:

x ( χ P x ) = P t

P x (x=0; f>0)=0

P x (x=L; t>0)=0

P(x; t = 0) = (P 2 -P l )* x L + P 1

где коэффициент пьезопроводности:

χ = k * k r μ c t ,

k - абсолютная проницаемость, kr - относительная фазовая проницаемость, µ - вязкость, ct - общая сжимаемость системы, L - длина образца керна, P1 и P2 - левое и правое значение давления на концах керна в нулевой момент времени.

При интерпретации экспериментов по нестационарной фильтрации решается обратная задача восстановления проницаемости в области низких градиентов давления. В качестве невязки используют ошибку между решением математической модели и результатом эксперимента. На фиг.2 показан пример результатов экспериментов нестационарной фильтрации (светлая линия с маркерами) - зависимость градиента давления от времени. Здесь можно четко выделить две зоны: быстрое падение градиента в начальный момент (Зона 1) и последующее медленное изменение динамики падения (Зона 2). Первая зона соответствует линейному участку на фиг.1, а вторая зона - области низких градиентов давления. Сплошной темной линией без маркеров на фиг.2 показаны результаты численного решения обратной задачи по восстановлению проницаемости в области низких градиентов давления (на фиг.2 совпадает с кривой результатов эксперимента нестационарной фильтрации), которые позволяют в области низких градиентов давления определить угол наклона зависимости скорости фильтрации от градиента давления, тангенс угла которого характеризует проницаемость в области низких градиентов давления.

В результате совместного проведения экспериментов по стационарной и нестационарной фильтрации можно определить проницаемость линейной части, эффективный начальный градиент (Н0) и проницаемость в области низких градиентов давления. Используя данные параметры, можно определить предельный градиент давления (HL). На фиг.3 показан предельный градиент давления, который получается путем пересечения двух линий: первая в области низких градиентов давления, а вторая в области высоких градиентов давления с эффективным начальным градиентом давления. Темная сплошная линия характеризует зависимость скорости фильтрации от градиента давления при стационарной фильтрации, а пунктирная светлая линия характеризует численную интерпретацию результатов эксперимента по нестационарной фильтрации. Предельный градиент давления характеризует изменение характера фильтрации.

Для каждого образца кернового материала, при каждом опыте получают зависимость, подобную зависимости на фиг.3, с точкой изменения характера фильтрации - предельным градиентом давления (HL). По результатам выполнения всех 30 экспериментов получают зависимость предельного градиента давления (HL) от абсолютной проницаемости (фиг.4).

Далее, по результатам расчетов на гидродинамической модели, имеющей шаг сетки 50 м, строят карту текущего пластового давления. На фиг.5 представлена карта текущего пластового давления рассматриваемого участка залежи, где цвет в ячейках обозначает значение текущего пластового давления, величину которого можно узнать по соответствующему цвету на шкале, расположенной справа от карты текущего пластового давления. Протяженные осветленные участки на карте - это участки высокого давления в окружении трещин авто-ГРП, которые образуются на нагнетательных скважинах при забойных давлениях, превышающих давление разрыва пласта. На основе карты текущего пластового давления строят карту модуля градиента пластового давления (фиг.6). На фиг.6 темные участки представляют низкие градиенты пластового давления. Также для рассматриваемого участка строят карту проницаемости (фиг.7). На основе карты проницаемости и по найденной зависимости предельного градиента давления HL от проницаемости (фиг.4) строят карту предельного градиента давления HL (фиг.8). Сравниваем карты модуля градиента пластового давления (фиг.6) и предельного градиента давления HL (фиг.8). Ячейки, в которых значения модуля градиента пластового давления меньше предельного градиента давления HL, будут являться застойными участками залежи. На фиг.9 представлена карта размещения застойных или слабодренируемых зон, где светлые участки являются застойными или слабодренируемыми зонами, а темные - незастойными зонами. Таким образом, предлагаемый способ позволяет определить местоположение застойных или слабодренируемых нефтенасыщенных участков низкопроницаемых залежей вне зависимости от вязкости нефтей.

Способ определения застойных и слабодренируемых нефтяных зон в низкопроницаемых коллекторах, включающий в себя проведение фильтрационных экспериментов на кернах в стационарном режиме, построение зависимости скорости фильтрации жидкости от градиента давления, определение предельного градиента давления, соответствующего изменению характера фильтрации жидкости, отличающийся тем, что дополнительно проводят фильтрационные эксперименты на кернах различной проницаемости в нестационарном режиме, находят зависимость предельного градиента давления от проницаемости, строят карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, наносят квадратную сетку на карту модуля градиента пластового давления и карту проницаемости, оценивают для каждой ячейки сетки значения модуля градиента пластового давления и коэффициента проницаемости, по зависимости предельного градиента давления от проницаемости вычисляют для каждой ячейки сетки значения предельного градиента давления, сравнивают полученные в ячейках значения предельного градиента давления со значениями модуля градиента пластового давления, выделяют ячейки, где модуль градиента пластового давления ниже значения предельного градиента давления, которые будут представлять собой застойную или слабодренируемую зону нефтяной залежи.



 

Похожие патенты:

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.

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 способу и устройству для повышения добычи в месторождении, содержащем породу, которая включает в себя по меньшей мере один раскрываемый путем размельчения породы минерал ценного материала и по меньшей мере один другой минерал.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

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.

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 нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов. Техническим результатом является повышение точности и снижение трудоемкости прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны пластов за счет комбинирования математического моделирования и лабораторных экспериментов. Сущность способа основывается на определении реологических свойств бурового раствора, фильтрата бурового раствора и пластового флюида, измерении свойств внешней фильтрационной корки, а также пористости и проницаемости образца керна. При этом создают математическую модель внешней фильтрационной корки. Прокачивают буровой раствор через образец керна и регистрируют динамику перепада давления на образце и расхода истекающей из образца жидкости. С помощью микротомографии определяют профиль концентрации проникших в образец твердых частиц бурового раствора. Создают математическую модель внутренней фильтрационной корки для описания динамики изменения концентрации частиц бурового раствора в поровом пространстве образца керна и сопутствующего изменения проницаемости образца керна. Создают сцепленную математическую модель внешней и внутренней фильтрационных корок, на основе которой с учетом свойств внешней фильтрационной корки определяют параметры математической модели внутренней фильтрационной корки, при которых одновременно воспроизводятся данные эксперимента по прокачке бурового раствора через образец керна и профиль концентрации проникших частиц бурового раствора. 12 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх