Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины



Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины
Способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины

 


Владельцы патента RU 2558549:

Рощин Павел Валерьевич (RU)
Ольховская Валерия Александровна (RU)
Зиновьев Алексей Михайлович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению исходных данных для проектирования разработки продуктивной залежи вмещающей, нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую неньютоновские свойства нелинейной вязкопластичной нефти. Техническим результатом является повышение точности определения реологических, фильтрационных свойств нефти и термобарических параметров системы «пласт-нефть» с учетом влияния неньютоновских свойств нелинейной вязкопластичной нефти. Способ включает исследование скважины и/или использование данных из исходной геолого-физической характеристики пласта, данных о физических свойствах нефти, составе попутного газа, результатов промысловых и гидродинамических исследований скважины на установившемся режиме, включающих пары значений забойного давления и дебита скважины по нефти и определение реологических и/или фильтрационных параметров системы «пласт-нефть» методом моделирования процессов фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти на основе полученных данных с определением ее притока. В модели фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти учитывают площадь дренирования и фактор формы контура питания, а псевдоустановившийся приток указанной нефти к забою вертикальной добывающей скважины, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования, определяют по математической формуле. 3 з.п. ф-лы, 6 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению исходных данных для проектирования разработки продуктивной залежи, вмещающей нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую неньютоновские свойства нелинейной вязкопластичной жидкости. Может быть использовано при разработке месторождений высоковязкой нефти с доказанными нелинейно вязкопластичными свойствами как при разведке известных месторождений, так и при поиске месторождений на перспективных участках.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации (пат. RU, №2191893, д.пр. 18.07.2001), включающий бурение скважин, закачку воды через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, создание имитационной системы на основе параметров пласта и процесса разработки для выбора метода воздействия на пласт в зависимости от выработанности запасов нефти. Имитационную систему создают из иерархически взаимосвязанных элементов, базовым из которых является поле удельных площадей, которое строят путем отнесения узлов расчетной сетки к ближайшей скважине. Причем все геолого-географические параметры в пределах каждой удельной площади предполагают постоянными; элемент - скважина образуют из совокупности удельных площадей, через которые проходит данная скважина; в элемент - пласт объединяют удельные площади, относящиеся к одному зональному интервалу; элемент - линза составляют из изолированных друг от друга зонами неколлекторов частей пласта; элемент - геологическое тело образуют из множества элементов линза, гидродинамически связанных между собой через зоны слияния пластов; в элемент - объект разработки объединяют геологические тела, на которые одновременно перфорированы действующие добывающие и/или нагнетательные скважины; из совокупности всех элементов - объект разработки образуют элемент имитационной системы - залежь; затем по имитационной системе производят автоматизированное распределение отборов нефти, воды и закачки по пластам; вычисляют коэффициенты охвата заводнением, определяют остаточную нефтенасыщенность и удельные остаточные запасы нефти для каждого пласта по каждой скважине; после этого выбирают метод воздействия на пласт и скважины для его реализации в зависимости от выработанности запасов нефти по площади и разрезу нефтяной залежи.

Недостатком известного способа является то, что модель не позволяет охарактеризовать влияние нелинейно вязкопластичных неньютоновских свойств нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ на процесс ее добычи, так как основывается на теории фильтрации, согласно линейному закону Дарси.

Известен способ определения мест заложения эксплуатационных скважин при разработке месторождений углеводородов (пат. RU, №2274878, д.пр. 27.05.2005), включающий бурение разведочных скважин в пределах месторождения с последующим отбором керна и проведением в них геофизических и сейсмоакустических исследований, построение на основе полученных данных сейсмических разрезов и скоростной модели среды и размещение эксплуатационных скважин в пределах выделенных зон. Эксплуатационные скважины закладывают на участках с аномально высокими для исследуемой территории значениями характеристического параметра αПС, определенными путем расчета куба псевдоакустических импедансов и куба относительных амплитуд потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС) в скважинах. Устанавливают между ними статистическую зависимость, на основании которой расчленяют сейсмические разрезы по коллекторским свойствам. Строят карты толщин продуктивного пласта и карты интенсивности αПС, совмещения их путем наложения друг на друга и выделения зон наиболее вероятного развития коллекторов, за которые принимают зоны, в которых значения αПС превышают верхнюю границу диапазона αПС, характерного для породы данного литологического состава.

Недостатком известного способа является то, что модель не позволяет охарактеризовать влияние нелинейно вязкопластичных неньютоновских свойств нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ на процесс ее добычи, так как основывается на теории фильтрации, согласно линейному закону Дарси.

Известен способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами (пат. RU. №2183268, д.пр. 14.07.2003), включающий определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемости пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, дополнительный сбор промыслово-технологической информации о работе каждой скважины, построение поля начальной нефтенасыщенности и математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений, по результатам математического моделирования на любой момент времени построение карт изобар, насыщенности агентом вытеснения и текущих нефтенасыщенных толщин. При математическом моделировании процессов фильтрации добиваются приемлемой степени совпадения расчетных и реальных технологических показателей. Дополнительно исследуют коэффициент охвата и коэффициент расчлененности пласта, уточняют модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости по промыслово-технологической информации о работе каждой скважины путем адаптации математической модели процессов фильтрации к истории разработки нефтяного месторождения с учетом коэффициентов охвата и расчлененности, по уточненным модифицированным функциям относительных фазовых проницаемостей, в заданном классе параметрического множества, описывающего относительные фазовые проницаемости, восстанавливают относительные фазовые проницаемости агента вытеснения и вытесняемой жидкости в результате решения обратной задачи многофазной фильтрации для слоисто-неоднородной модели среды.

Недостатком известного способа является то, что модель не позволяет охарактеризовать влияние нелинейно вязкопластичных неньютоновских свойств нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ на процесс ее добычи, так как основывается на теории фильтрации, согласно линейному закону Дарси.

Известен способ исследования и интерпретации результатов исследования скважины (пат. №2258137, д.пр. 29.06.2004), включающий бурение вертикальной, горизонтальной или наклонной скважины, вскрытие нефтенасыщенного интервала пласта нефтегазовой залежи, проведение исследования скважины на неустановившемся режиме. Создают режим добычи нефти при минимально возможном забойном давлении, приводящий к искусственному загазованию и обводнению извлекаемой продукции, в процессе исследования скважины осуществляют контроль за динамиками забойного давления, дебитами скважины по нефти, воде и газу, производят замеры флюидонасыщенности по стволу скважины в пределах вскрытого интервала, используют получаемые данные для определения коэффициентов проницаемости вдоль и поперек напластования, пористости, скин-фактора, порогов подвижности для нефти, газа и воды, степеней функциональных зависимостей у относительных фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды.

Недостатком известного способа является то, что модель не позволяет охарактеризовать влияние нелинейно вязкопластичных неньютоновских свойств нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ на процесс ее добычи, так как основывается на теории фильтрации, согласно линейному закону Дарси.

Известен способ интерпретации данных исследований скважин (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. - Уфа.: Башкирский государственный университет, 1975, стр.56-58.), вскрывших продуктивную залежь, вмещающую нефть с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ, проявляющую свойства нелинейно вязкопластичной неньютоновской жидкости, принятый за прототип. Включает стандартный комплекс исследований скважины. Способ основан на математической модели процесса фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти, в которой расчет фильтрационных параметров, влияющих на процесс добычи нефти, осуществляют по формуле (4) стационарного притока нелинейно вязкопластичной нефти к забою добывающей вертикальной скважины. Общая схема притока нелинейно вязкопластичной нефти представлена на фиг.1. Модель фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти схематично представленна на фиг.1. Область плоскорадиальной фильтрации указанной нефти разбивают на три кольцевые зоны, окружающие добывающую скважину. В пределах ближней зоны I с радиусом rm нефть движется с минимальной вязкостью µm и полностью разрушенной структурой, т.е. фактический градиент пластового давления больше или равен градиенту давления предельного разрушения структуры Hm. В переходной кольцевой зоне II с внутренним радиусом rm и внешним радиусом rd вязкость нефти переменная µэф, ее значение возрастает по мере удаления от скважины и снижения градиента давления до значения Н.

В пределах зоны III, ограниченной радиусом контура питания Rк и внутренней границей радиусом rd, нефть движется с максимальной вязкостью µ0 и наиболее прочной структурой, образованной асфальтенами и смолами, фактический градиент давления меньше, чем Н. Это зона наиболее вероятного проявления структурно-механических свойств нелинейно вязкопластичной нефти, которые наиболее предпочтительны для воздействия, в частности, тепловых методов и методов, направленных на увеличение проницаемости пласта.

На основе принципа неразрывности потока, означающим равенство дебита нефти во всех зонах фильтрации, определяют уравнения дебита нефти. В первой зоне выполняется закон Дарси, нефть фильтруется с постоянной минимальной вязкостью µm, уравнение притока относительно перепада давления на границе rm, (P1) и на забое добывающей скважины (Рс) в этом случае записывается в виде:

Во второй зоне нефть фильтруется с переменной вязкостью µэф, нелинейное уравнение притока относительно перепада давления на rd (P2) и rm 1) записывается в виде:

где

В третьей зоне нефть фильтруется с постоянной максимальной вязкостью µ0, по аналогии с законом Дарси уравнение притока относительно перепада давления на контуре питания Rкк) и на границе rd2) записывается в виде:

Далее, просуммировав правые части уравнений (1, 2, 3) и выполнив преобразование, получают уравнение стационарного плоскорадиального притока нелинейно вязкопластичной нефти к забою добывающей вертикальной скважины в следующем виде:

где: ΔH=Hm-Н; Δµ=µ0m,

k - проницаемость пласта, м2;

h - толщина пласта, м;

Н и Hm - градиент динамического давления сдвига и градиент давления предельного разрушения структуры, Па/м;

µm и µ0 - соответственно, минимальная и максимальная вязкость нефти, Па·с;

r m ' - внешний условный радиус подобласти фильтрации нефти с минимальной вязкостью, м;

r d ' - внутренний условный радиус подобласти фильтрации нефти с максимальной вязкостью, м;

Rc - радиус скважины, м;

Rк - радиус действия скважины, м;

Рс - забойное давление в скважине, Па;

Рк - пластовое давление (давление на внешней границе области фильтрации), Па.

Радиусы зон rm и rd зависят от дебита скважины Q (м3/c) и определяются по формулам:

Известен также учет влияния контура питания и учет формы площади дренирования, отличной от круговой, на процесс фильтрации для ньютоновской нефти, который производят на основе классического уравнения нестационарного плоскорадиального притока:

где: Вн - объемный коэффициент нефти;

P п л ¯ - среднее пластовое давление в окрестности скважины, Па;

0,75 - коэффициент, учитывающий влияние кругового контура питания на процесс фильтрации нефти;

S - суммарный скин-фактор.

Известно также обобщенное уравнение нестационарного плоскорадиального притока ньютоновской нефти для вертикальной скважины, расположенной в любой точке произвольной по форме области дренирования (Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008, с.324-332):

где А - площадь области дренирования, м2;

Cа - безразмерный фактор формы площади дренирования.

Недостатком является погрешность в определении фильтрационных, реологических, термобарических параметров системы «пласт-нефть», возникающая вследствие не учета влияния контура питания на процесс фильтрации и не учета формы площади дренирования, отличной от круговой. Также давление на внешней границе области фильтрации считается постоянным, что редко встречается как в условиях режима истощения, так и в условиях напорного режима.

Технической задачей изобретения является увеличение эффективности разработки залежи путем повышения точности прогнозирования для выбора мероприятий по каждой скважине и каждому пласту.

Техническим результатом является повышение точности определения реологических, фильтрационных свойств нефти и термобарических параметров системы «пласт-нефть» с учетом влияния неньютоновских свойств нелинейной вязкопластичной нефти.

Технический результат достигается тем, что в способе исследования и интерпретации результатов исследований скважины, включающем исследование скважины и/или использование данных из исходной геолого-физической характеристики пласта, данных о физических свойствах нефти, составе попутного газа, результатов промысловых и гидродинамических исследований скважины на установившемся режиме, включающих пары значений забойного давления и дебита скважины по нефти и определение реологических и/или фильтрационных параметров системы «пласт-нефть» методом моделирования процессов фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти на основе полученных данных с определением ее притока, отличающийся тем, что в модели фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти учитывают площадь дренирования и фактор формы контура питания, а псевдоустановившийся приток указанной нефти к забою вертикальной добывающей скважины, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования, определяют по формуле:

где: ΔН=Hm-Н - разность градиентов давлений, Па/м;

Н - градиент динамического давления сдвига, Па/м;

Hm - градиент давления предельного разрушения структуры, Па/м;

Δµ=µ0m - разность вязкости нефти, Па·с;

µm и µ0 - соответственно, минимальная и максимальная вязкость нефти, Па·с;

k - проницаемость пласта, м2;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

Rc - радиус скважины, м;

Rк - радиус действия скважины, м;

Рс - забойное давление в скважине, Па;

Pк - пластовое давление (давление на внешней границе области фильтрации), Па.

r m ' - внешний условный радиус подобласти фильтрации нефти с минимальной вязкостью, м;

r d ' - внутренний условный радиус подобласти фильтрации нефти с максимальной вязкостью, м;

А - площадь области дренирования, м2;

Ca - безразмерный фактор формы площади дренирования;

В0 - объемный коэффициент нефти.

Дополнительно определяют плотность сетки добывающих скважин, при которой добывающие скважины располагают так, чтобы каждая из них находилась в переходной зоне дренирования соседней добывающей скважины, размер которой не более радиуса rm, характеризующего внешнюю границу области фильтрации нефти с минимальной вязкостью.

Дополнительно определяют размер и местоположение локальных зон повышенной вязкости, ограниченных радиусом контура питания Rк и внутренней границей радиусом rd, в которых нефть имеет максимальную вязкость µ0 и фактический градиент пластового давления меньше, чем градиент давления сдвига Н, и далее для которых выбирают методы воздействия для достижения рассчитанных рентабельных дебитов по нефти.

Далее по указанной формуле при проектировании разработки определяют термобарические параметры эффективной разработки залежи и оптимальной эксплуатации скважин.

В заявляемом способе, для третьей кольцевой зоны (фиг.1), которая, очевидно, будет испытывать влияние контура питания, уравнение дебита нефти относительно перепада давления на контуре питания Rкк) и на границе rd2) с учетом (8) преобразовывают к виду:

В данном случае в уравнении (9) среднее пластовое давление P п л ¯ заменяют на давление на контуре питания Рк, а забойное давление Рс - на Р2 для определения перепада давления именно между давлением на контуре питания, который представляет собой внешнюю границу третьей кольцевой зоны, и границей rd. Здесь А - площадь всей области фильтрации (всех трех зон), поскольку влияние контура питания распространяется и на внутренние кольцевые зоны I и II.

При суммировании уравнения притока для первых двух зон (1 и 2) и полученного уравнения (9) для III зоны с учетом объемного коэффициента нефти получают обобщенное уравнение нестационарного плоскорадиального притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования:

В случае если форма области дренирования будет отлична от круговой, площадь этой области будет приводиться к эквивалентной круговой площади через соотношение:

где R к ' - такой эквивалентный радиус круговой области дренирования, площадь которой равна фактической площади произвольной формы. В этом случае радиусы r m ' и r d ' кольцевых зон, определяемые по формулам (5) и (6), также будут эквивалентными.

Таким образом, уравнение (10) представляет собой уравнение псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти и лишено недостатков уравнения (4) за счет учета площади дренирования и фактора формы контура питания. Кроме того, в зависимости от того, какой фактор формы используют, можно учесть условия на контуре питания (Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008, стр.324-332). Для замкнутых систем, т.е. пластов, разрабатываемых на режимах естественного истощения, используют фактор формы Дитца. Для систем открытого или частично открытого типа, на всех или нескольких границах которых поддерживают постоянное пластовое давление, используют фактор формы Ларсена.

Если преобразовать (10) далее, то получаем:

где параметр ω, зависящий от фактора формы, является результатом упрощения третьего слагаемого в знаменателе уравнения (10) и определяется, с учетом (11), из соотношения:

Значения фактора формы и параметра ω для некоторых конфигураций площади дренирования представлены в таблице 1. Для открытых и частично открытых систем факторы формы были уточнены в рамках проведенного исследования на основе принципа Ларсена.

Таким образом, формула (10) псевдоустановившегося притока нелинейно вязкопластичной нефти учитывает влияние контура питания на изменение пластового давления и обеспечивает повышение точности определения фильтрационных и реологических параметров, а также термобарических параметров системы «нефть-пласт».

В таблице 2 представлены результаты сравнительного расчета реологических и фильтрационных параметров ряда месторождений севера Самарской области по предлагаемому способу с учетом влияния контура питания и без учета влияния рассматриваемых явлений, т.е. по формуле стационарного притока (4). Анализ выполненных тестовых расчетов по группе залежей вязкопластичной нефти на месторождениях Самарской области показал, что не учет влияния области фильтрации и псевдоустановившегося характера притока может привести к занижению реологических параметров нефти, таких как радиус rm, минимальная µm и эффективная µэф, вязкости нефти. Очевидно, что при использовании заниженных значений указанных параметров, рассчитанных по формуле (4), в процессе проектирования можно получить излишне оптимистичный прогноз динамики основных показателей разработки залежи нефти и, как следствие, к завышению проектных показателей и формированию недостаточно эффективной системы разработки.

Способ осуществляют следующим образом. Проводят стандартный комплекс исследования вертикальной скважины и/или используют данные ранее проведенных исследований. При выполнении анализа разработки месторождений неньютоновской нефти физические свойств нефти, температурное и барическое состоянию пластов определяют по РД 153-39.0-110-01 «Методические указания по геологопромысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений». В стандартный комплекс исследований входит определение компонентного состава попутного нефтяного газа, определение физико-химических свойств нефти и массового содержания в ней различных групп углеводородов, асфальтенов и смол, определение геологического строения залежи, ее физических свойств и характера их распределения, комплекса геофизических исследований, а также комплекса ГДИС с получением пар значений «дебит-депрессия» на установившихся режимах, промысловых данных, а также основных свойств пласта, таких как проницаемости, температурного режима.

При этом проницаемость пласта k, толщина пласта h, объемный коэффициент нефти В0 считают известными (берут из исходной геолого-физической характеристики пласта). Радиус контура питания Rк (области дренирования), радиус скважины Rс также берут из промысловых данных и считают постоянными. Градиент динамического давления сдвига H и градиент давления предельного разрушения структуры Hm, радиус rd рассчитывают либо проводят фильтрационные исследования по их определению. При отсутствии экспериментальных исследований градиент динамического давления сдвига Н и градиент давления предельного разрушения структуры Hm рассчитывают по известным эмпирическим методикам, если известны количественное содержание в нефти асфальтенов и смол, компонентный состав попутного газа и основные геолого-физические характеристики залежи и пары значений "дебит-депрессия" ГДИС. (Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти. - Уфа.: Башкирский государственный университет, 1975, методики расчета градиентов Hm и Н - стр.49-55).

Определение всех искомых параметров по способу для проектирования разработки залежей нелинейно вязкопластичной нефти возможно в условиях существенного дефицита промысловых данных. В случае недостатка или недостоверности исходных данных в расчетах может использоваться информация по любому месторождению - аналогу.

Определение вязкости возможно либо специальными исследованиями проб нефти с воспроизведением пластовых условий на капиллярном вискозиметре, либо, при отсутствии таковых, при расчете на основе разработанной математической модели нестационарного притока нелинейно вязкопластичной нефти к забою добывающей вертикальной скважины.

По данным испытания скважин на приток, зная пары значений "дебит-депрессия" ГДИС, определяют такие реологические параметры нефти, как минимальная вязкость µm, максимальная вязкость µ0 и связанную с ними эффективную µэф вязкость, и такие фильтрационные параметры, как границы подобластей фильтрации rm и rd с минимальной и максимальной вязкостью. Эффективную вязкость определяют из соотношения:

Предварительно рассчитывают радиус rd по формуле (6), максимальную вязкость µ0, т.е. вязкость нефти с неразрешенной структурой, в случае отсутствия экспериментальных исследований принимают равной значению вязкости нефти в пластовых условиях, принятому при проектировании разработки и определенному стандартными методами. Для дальнейших расчетов по формуле (10) используют пары значений «дебит-депрессия». Расчет производят по принципу сходимости правой и левой частей формулы (10) путем подбора радиуса rm, т.е. подбирают параметр радиус rm, так, чтобы левая и правая части уравнения (10) были равны. Затем определяют минимальную и эффективную вязкости по формулам 5 и 14.

Предлагаемый способ может рассматриваться как приложение к известным гидродинамическим симуляторам, позволяющее получить более точные указанные параметры системы «пласт-нефть», характеризующие влияние нелинейно вязкопластичных неньютоновских свойств нефти с повышенным содержанием асфальтено-смолистых веществ на процесс ее добычи.

Способ исследования и интерпретации может быть использован для определения плотности сетки добывающих скважин. На фиг.2 представлена схема предлагаемого расположения скважин при проведении гидродинамического моделирования. Для этого по способу осуществляют расчет радиуса rm, характеризующего внешнюю границу области фильтрации нефти с минимальной вязкостью. Располагают добывающие скважины так, чтобы каждая из них находилась в переходной зоне фильтрации соседней скважины, размер которой не более радиуса rd, т.е. в первой зоне фильтрации с минимальной вязкостью нефти, как показано на фиг.2.

Моделирование разработки залежей нелинейно вязкопластичной нефти с использованием современных гидродинамических симуляторов вызывает погрешность, так как все они используют линейный закон фильтрации Дарси, который не выполняется для нелинейно вязкопластичной нефти. Однако рассчитанное по способу указанное расположение скважин будет служить основанием для использования линейного закона Дарси и среднего эффективного значения вязкости нефти, поскольку по всей залежи фактический градиент давления будет превышать градиент сдвига. Учет в гидродинамической модели значений фильтрационных параметров, рассчитанных по уравнению (10), позволит избежать влияния структурно-механических свойств нефти на процесс ее извлечения по любому из вариантов с вертикальными скважинами и увеличить эффективность разработки залежи.

Примеры использования способа для обоснования потенциального дебита конкретных скважин и режима их эксплуатации с учетом нефтенасыщенной толщины пласта и проницаемости в каждой проектной скважине. Рассчитывают потенциальный дебит, который возможно получить в условиях данного месторождения, а также на основании данного расчета можно обосновать выбранную плотность сетки скважин. Начальное пластовое давление по залежи пласта А4 Кутузовского купола составляет 11,3 МПа, давление насыщения - 2,4 МПа. Расчет дебита проводился до значения депрессии 7,0 МПа при пластовой температуре 22°С. Зависимость реологических и фильтрационных параметров пласта А4 в районе скважины №6 Кутузовского купола от депрессии приведена в таблице 3 - результаты расчета по проектной скважине №6 Кутузовского купола. При создании депрессии более 1,5 МПа значения эффективной и минимальной вязкостей практически не меняются. Т.е. процесс разрушения структуры нефти на Кутузовском куполе начинается при создании депрессии ΔPH≈1 МПа, и при ΔPm≈2 МПа структура нефти полностью разрушена. При дальнейшем увеличении депрессии увеличивается радиус вовлеченной в процесс разрушения структуры зоны дренирования. Таким образом, при начальной пластовой температуре 23°С и депрессии 7,0 МПа достигается дебит 17 м3/сут (данный дебит рассчитан для вертикальной скважины). При этих условиях радиус rm составляет 312 м, вязкость нефти в его пределах 106 мПа·с. То есть можно предположить, что при расстоянии между скважинами до 600 м на всей площади, охваченной сеткой скважин, первоначальная структура нефти будет полностью разрушена. Рекомендуемый вариант предусматривает расстояние между скважинами 250-400 м.

Способ интерпретации может быть использован для определения размера и местоположения локальных застойных зон повышенной вязкости, ограниченных радиусом контура питания Rк и внутренней границей радиусом rd, в которых нефть имеет максимальную вязкость µ0. Это зоны, в которых фактические градиенты пластового давления меньше, чем рассчитанный градиент динамического давления сдвига, и где проявление структурно-механических свойств нефти наиболее вероятно. Таким образом, определяют наиболее перспективные участки для внедрения методов воздействия, например, организация систем поддержания пластового давления, прогрев пласта, для достижения рассчитанных рентабельных дебитов по нефти.

Определяют радиус третьей зоны rd, характеризующий зону повышенной вязкости нефти, радиус контура питания Pк. После проведения всех расчетов с использованием способа на выходе получают набор параметров оптимальной эксплуатации скважин и термобарического режима залежи высоковязкой нефти.

Пример реализации предлагаемого способа для расчета термобарических параметров и обоснования режимов эксплуатации и способов воздействия на продуктивные пласты с учетом реологических свойств нелинейно вязкопластичной нефти выполнено, в частности, по Кутузовскому месторождению, имеющему многокупольное строение.

Для анализа ситуации по Краснореченскому куполу были взяты за основу данные гидродинамических исследований скважин по окончании бурения. При испытании пласта А4 дебит нефти составил 0,8 м3/сут, динамический уровень - 770 м при депрессии 7,76 МПа. Вязкость пластовой нефти, измеренная стандартными способами и заложенная в проектной документации, составляет 408,4 мПа·с.

Для анализа ситуации по Кутузовскому куполу также были взяты за основу результаты гидродинамических исследований скважин по окончании бурения. При испытании пласта А4 дебит нефти составил 3 м3/сут, диапазон изменения динамического уровня - от 353 до 175 метров. С учетом плотности нефти в затрубном пространстве 915 кг/м3, рассчитанной с использованием уравнения, применяемого в методиках по оптимизации режимов работы скважин, депрессия составила 1,6 МПа. Вязкость пластовой нефти, измеренная стандартными способами и заложенная в проектной документации, составляет 211,8 мПа·с.

Начальное пластовое давление для обеих залежей нефти пласта А4 одинаково и равно 11,2 МПа.

По Кутузовскому куполу расчет производился в предположении увеличения депрессии на продуктивный пласт при трех значениях: 1,6 МПа - согласно фактическим данным исследований, 5 МПа и 7,5 МПа - предполагаемые значения депрессии. Пластовая температура считалась постоянной, равной 23°С.

По Краснореченскому куполу расчет производился в предположении теплового воздействия на продуктивный пласт с увеличением пластовой температуры при двух значениях депрессии: 7,76 МПа (согласно фактическим данным исследований) и 10 МПа (предполагаемая депрессия). При этом начальная пластовая температура 22°С.

Исходные данные для расчетов по Кутузовскому месторождению и Краснореченскому куполу приведены в таблице 4. Зависимость фильтрационных параметров нелинейной вязкопластичной нефти от депрессии (пласт А4 Кутузовского купола) для средних параметров по залежи приведены в таблице 5. На основании расчетов по формуле (10), выполненных для залежи нефти пласта А4 Кутузовского купола (табл.3), установлено, что максимальный рентабельный дебит 15 м3/сут может быть достигнут при депрессии 7,5 МПа без изменения начальной пластовой температуры. Следовательно, организация теплового воздействия на пласт, а также стимулирование добычи с помощью методов, направленных на увеличение проницаемости, в настоящее время не актуальны. При постоянных граничных градиентах давления H=0,0024 МПа/м и Hm=0,0037 МПа/м достижение максимального проектируемого дебита нефти возможно исключительно путем увеличения депрессии, что объясняется происходящим при этом разрушением структуры, снижением вязкости нефти и дополнительным эффектом расширения области фильтрации.

Зависимость фильтрационных параметров нефти от депрессии и температуры, рассчитанные по формуле (10), по Краснореченскому куполу представлены в таблице 6. Для залежи нефти пласта А4 установлено, что без применения тепловых методов воздействия минимальный рентабельный дебит нефти 4 м3/сут недостижим ни при каком значении депрессии. При пластовой температуре 22°С и перепаде давления, увеличенном до 10 МПа, максимальный дебит, как видно из таблицы 4, составит лишь 1,8 м3/сут. При депрессии 7,76 МПа, созданной на пласте в ходе промыслового испытания скважины, минимальный рентабельный дебит, согласно расчетам, может быть достигнут разогревом пласта до 70°С. Такая температура близка к критической температуре начала кипения нефти (81°С), что указывает на неизбежность повышения пластовой депрессии. При депрессии 10 МПа минимальный рентабельный дебит нефти (3,5-4,5 м3/сут) достигается при меньшей температуре 40-50°С.

Максимальный принятый при проектировании дебит нефти 15 м3/сут не обеспечивается никаким сочетанием пластовой температуры и депрессии. При депрессии 10 МПа и температуре 80°С максимальный прогнозный дебит составляет 10 м3/сут, что говорит о необходимости внедрения как тепловых методов, так и методов, направленных на увеличение проницаемости пласта (ГРП, кислотного ГРП, соляно-кислотных обработок - СКО).

Таким образом, оптимальными условиями эксплуатации нефтяной залежи пласта А4 Краснореченского купола с естественной проницаемостью 0,057 мкм2, при условии применения тепловых методов воздействия, можно считать пластовую температуру 50-60°С и депрессию на пласт 10 МПа. Дебиты нефти при этом составят 4,5-6 м3/сут. В пользу тепловых методов свидетельствует и сравнительная небольшая, менее 1500 м, глубина залегания пласта А4. Для повышения рентабельности разработки залежи необходимо применение ГРП, кислотного ГРП и СКО, также не исключена обработка призабойных зон скважин химическими композициями с целью снижения вязкости нефти.

Оптимальными условиями эксплуатации залежи пласта А4 Кутузовского купола с более высокой естественной проницаемостью 0,254 мкм можно считать пластовую температуру 23°С и депрессию на пласт 7,5 МПа. Дебит нефти при этом составит 15 м3/сут. В дальнейшем для его поддержания также не исключено применение тепловых и физико-химических методов с учетом их фактической эффективности на Краснореченском куполе.

С учетом предлагаемого способа использование современных гидродинамических симуляторов будет способствовать формированию оптимальной системы разработки и оправданному выбору видов и способов воздействия на пласты рассматриваемых месторождений

Таким образом, использование способа при проведении промысловых расчетов позволяет учесть псевдоустановившийся характер притока нелинейно вязкопластичной нефти к вертикальной скважине в системе «пласт-нефть» и влияние контура питания на процесс фильтрации, что позволяет повысить точность расчетных параметров. Способ обеспечивает приемлемую степень совпадения расчетных и реальных технологических показателей.

1. Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважины, включающий исследование скважины и/или использование данных из исходной геолого-физической характеристики пласта, данных о физических свойствах нефти, составе попутного газа, результатов промысловых и гидродинамических исследований скважины на установившемся режиме, включающих пары значений забойного давления и дебита скважины по нефти и определение реологических и/или фильтрационных параметров системы «пласт-нефть» методом моделирования процессов фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти на основе полученных данных с определением ее притока, отличающийся тем, что в модели фильтрации нелинейно вязкопластичной нефти учитывают площадь дренирования и фактор формы контура питания, а псевдоустановившийся приток указанной нефти к забою вертикальной добывающей скважины, расположенной в любом месте произвольной по форме площади дренирования, определяют по формуле:

где: ΔH=Hm-Н - разность градиентов давлений, Па/м;
Н - градиент динамического давления сдвига, Па/м;
Hm - градиент давления предельного разрушения структуры, Па/м;
Δµ=µ0m - разность вязкости нефти, Па·с;
µm и µ0 - соответственно, минимальная и максимальная вязкость нефти, Па·с;
k - проницаемость пласта, м2;
h - эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;
Rc - радиус скважины, м;
Rк - радиус действия скважины, м;
Рс - забойное давление в скважине, Па;
Рк - пластовое давление (давление на внешней границе области фильтрации), Па;
r m ' - внешний условный радиус подобласти фильтрации нефти с минимальной вязкостью, м;
r d ' - внутренний условный радиус подобласти фильтрации нефти с максимальной вязкостью, м;
А - площадь области дренирования, м2;
Са - безразмерный фактор формы площади дренирования;
В0 - объемный коэффициент нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно определяют плотность сетки добывающих скважин, при которой добывающие скважины располагают так, чтобы каждая из них находилась в переходной зоне дренирования соседней добывающей скважины, размер которой не более радиуса rm, характеризующего внешнюю границу области фильтрации нефти с минимальной вязкостью.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно определяют размер и местоположение локальных зон повышенной вязкости, ограниченных радиусом контура питания Rk и внутренней границей радиусом rd, в которых нефть имеет максимальную вязкость µ0 и фактический градиент пластового давления меньше, чем градиент давления сдвига Н, и далее для которых выбирают методы воздействия для достижения рассчитанных рентабельных дебитов по нефти.

4. Способ по п.1 или 3, отличающийся тем, что далее по указанной формуле при проектировании разработки определяют термобарические параметры эффективной разработки залежи и оптимальной эксплуатации скважин.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способам определения качества металлических разнофункциональных покрытий на изделиях, получаемых обработкой давлением. Способ определения качества покрытий на изделиях, получаемых обработкой давлением, заключается в том, что образец-свидетель перед подготовкой поверхности по ГОСТ 9.301.78 и нанесением покрытия на него подвергают осадке по схеме напряженно-деформированного состояния аналогично таковой для конкретного вида обработки давлением, при котором получено изделие.
Изобретение относится к сельскому хозяйству, а именно к машинному доению коров. Сначала каждую корову доят доильным аппаратом через счетчик молока.

Изобретение относится к способам анализа образцов пористых материалов. Для определения распределения и профиля проникшего загрязнителя в пористой среде приготовляют суспензию загрязнителя, содержащего по меньшей мере один твердый компонент и окрашенного по меньшей мере одним катионным красителем.

Изобретение относится к способам и устройствам для измерения содержания растворенного газа, остающегося в нефти после сепарации, при различных давлениях и температурах в установках замера дебитов скважин.

Изобретение относится к способам контроля состояния атмосферного воздуха и может быть использовано для мониторинга загрязнения окружающей среды аэрозолями, а также для контроля аварийных выбросов.

Изобретение относится к области аналитической химии. Испытуемый образец золошлакового материала и пары азотной кислоты подвергают контакту в изолированной камере в течение 8-90 часов.

Изобретение относится к области поверхностных явлений и может быть использовано в разных отраслях, в том числе для характеристики дисперсных материалов или раздробленных материалов, песка, цемента и т.п.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при изучении возможного взаимодействия в недрах земли пластовых вод и жидких производственных отходов при закачивании последних в глубокозалегающие водоносные пласты.

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.

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 предназначено для расчета динамики добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами(ТрИЗ), в том числе в результате опережающего обводнения запасов нефти.

Группа изобретений относится к способам и системам для измерения потерь газа в системе поверхностной циркуляции буровой установки. Технический результат заключается в надежном и точном измерении потерь газов в системе поверхностной циркуляции буровой установки и механизме отбора газов.

Изобретение относится к способу и устройству для повышения добычи на 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, причем минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал.

Изобретение относится к способу и устройству для определения локальной величины зерна минерала для минерала ценного материала в породе месторождения или залежи, причем порода включает в себя по меньшей мере один другой минерал, и при этом минерал ценного материала имеет более высокую плотность, чем по меньшей мере один другой минерал.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения достоверности оценки запасов углеводородов и математического моделирования пластовых процессов в низкопроницаемых коллекторах нефти и газа.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при контроле за разработкой месторождений углеводородов. Техническим результатом является упрощение технической реализации способа за счет исключения необходимости проведения в геофизических исследованиях каротажных измерений.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам определения анизотропии проницаемости горных пород в лабораторных условиях, и предназначен для лабораторного определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной фильтрации на образцах керна с сохраненным при выбуривании на скважине диаметром, в параллельных и перпендикулярном напластованию направлениях.

Изобретение относится к построению геологической модели месторождений нефти и газа. Техническим результатом является повышение эффективности, достоверности геологоразведочных работ, поиска и разведки, разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин и может найти применение для определения тепловых свойств пластов горных пород, окружающих скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения оптимальной депрессии на нефтяной пласт. Техническим результатом является повышение точности определения оптимальной депрессии на пласт.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для моделирования, проектирования подземных хранилищ газа (ПХГ) в водоносных структурах пласта коллектора и оценки активного объема ПХГ. Способ включает в себя отбор представительных образцов породы, имеющих типичные для подземного хранилища газа значения пористости и проницаемости, формирование имитатора породы пласта путем последовательного размещения представительных образцов породы в кернодержателе, подключение на вход имитатора породы пласта прецизионных насосов для закачки воды и газа, заполнение имитатора породы пласта водой и газом в объемах, соответствующих значениям начальной газо- и водонасыщенности подземного хранилища газа, определение открытого объема порового пространства имитатора породы пласта по объему закачанных в имитатор породы пласта воды и газа, установление пластовой температуры, создание в имитаторе породы пласта давления обжима и пластового давления, соответствующих значениям горного и пластового давлений подземного хранилища газа, и закрытие выхода имитатора породы пласта, последующую закачку газа на вход в имитатор породы пласта с помощью прецизионного насоса, достигая максимального для подземного хранилища газа значения пластового давления, имитацию отбора газа путем выпуска газа со входа имитатора породы пласта, достигая минимального для подземного хранилища газа значения пластового давления с регистрацией объема вышедшего газа и воды, определение активного газового объема имитатора породы пласта по разнице объемов газа и воды, вышедших из имитатора породы пласта, с последующим определением активного газового объема подземного хранилища газа, который определяют как произведение открытого объема порового пространства подземного хранилища газа на частное от деления активного газового объема имитатора породы пласта и открытого объема порового пространства имитатора породы пласта. Предложенное изобретение обеспечивает моделирование и оценку активного объема ПХГ в водоносных трещиновато-поровых структурах, адекватно отражающего поведение натурного пласта-коллектора проектируемого ПХГ. 7 з.п. ф-лы, 3 ил.
Наверх