Способ контроля разработки месторождений с оценкой выработки запасов вязкопластичной нефти на стадии обводнения пласта

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу контроля разработки месторождений высоковязкой нефти путем количественной оценки плотности запасов в обводненном пласте с учетом влияния реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой. Способ контроля разработки нефтяных залежей, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, определение плотности запасов нефти mhS_н (м³/м²или т/м²) в ближайшей окрестности каждой добывающей скважины с учетом фактической обводненности продукции скважины и непосредственно связанной с ней текущей нефтенасыщенности S_н, начальной нефтенасыщенной толщины h и коэффициента пористости пласта m, построение карт плотности запасов нефти по данным текущих геолого-промысловых исследований скважин, отличается тем, что значения плотности запасов нефти рассчитывают из соотношений Баклея-Левереттас учетом влияния на полноту вытеснения нефти водой реологических факторов, обусловленных неньютоновскими нелинейно вязкопластичными свойствами нефти, при этом значение текущей нефтенасыщенности определяют по известной обводненности продукции каждой добывающей скважины с учетом фактического градиента давления по графикам функции фракционного потока ƒ(S), которая рассчитывается на основе нелинейной зависимости скорости фильтрации нефти от градиента давления по приведенному математическому уравнению. Техническим результатом является расчет процесса обводнения залежей нефти с доказанными нелинейно вязкопластичными свойствами с помощью преобразованной функции фракционного потока, позволяющий при оценке плотности запасов нефти дополнительно учесть влияние реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой. 3 ил., 3 табл.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способу контроля разработки месторождений высоковязкой нефти путем количественной оценки плотности запасов в обводненном пласте с учетом влияния реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой.

Известен способ контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (патент РФ №2285790, кл. Е21В 43/20, опублик. 20.10.2006.Бюл. №29), включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования пластовых флюидов и пористых сред, построение карты начальных нефтенасыщенных толщин, восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин с учетом начальных запасов нефти, объемов накопленной добычи нефти и жидкости каждой добывающей скважины и объемов накопленной закачки каждой нагнетательной скважины и вкладов работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин, отличающийся тем, что выявляют работающие и неработающие пласты во всех скважинах за все отчетные периоды эксплуатации; во всех скважинах по каждому пласту распределяют текущую и накопленную добычу жидкости и/или текущую и накопленную закачку по выявленным работающим пластам, строят карты начальных нефтенасыщенных толщин для каждого пласта, по которым для каждого i-ro пласта каждой j-й скважины рассчитывают начальные запасы нефти и текущее значение коэффициента использования начальных запасов нефти по формуле:

где - текущее значение коэффициента использования начальных запасов нефти i-го пласта j-й скважины;

∑ - текущее значение накопленной добычи жидкости i-го пласта j-й скважины;

- начальные запасы нефти i-го пласта j-й скважины, для каждой j-й скважины по данным о начальных запасах работающих пластов и динамике накопленной добычи нефти и жидкости рассчитывают динамику коэффициента извлечения запасов нефти - КИН работающих пластов по формуле:

где ∑ Qнефти_j, - накопленная добыча нефти j-ой скважины;

Vнач_j - начальные запасы нефти работающих пластов j-й скважины,

определяют динамику коэффициента использования начальных запасов нефти работающих пластов j-ой скважины по формуле:

где ∑ Qжидк,- - накопленная добыча жидкости j-ой скважины, и применяют рассчитанную зависимость KHHj от KH3j:

для расчета каждого i-ro пласта j-ой скважины по данным с помощью

рассчитанного по начальным запасам нефти каждого пласта каждой скважины

рассчитывают Σ - текущее значение накопленной добычи i-ro пласта j-й

скважины:

и по полученным данным для каждого пласта анализируют распределение накопленной добычи нефти, жидкости и закачки по отдельным скважинам, производят восстановление поля остаточных нефтенасыщенных толщин каждого пласта и построение их карт также по каждому пласту, совмещением которых в трехмерном пространстве получают трехмерную модель остаточных нефтенасыщенных толщин многопластовой нефтяной залежи, после чего по полученной трехмерной модели оценивают систему нагнетания, общую подвижность потока при совместной фильтрации воды и нефти для каждого из пластов и выявляют неразрабатываемые зоны каждого из пластов в отдельности. Недостатком данного способа является необходимость большого количества геолого-промысловых исследований для получения исходной информации, а также «субъективность» выбора геолого-технических параметров, при которых пласт работает или не работает, что влечет за собой погрешность вычислений и неточность трехмерной модели.

Существует способ контроля за разработкой многопластовой залежи путем определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов (патент РФ №2052094, кл.Е21В 47/10,опублик. 1996), который включает отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб с последующим определением относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, отличающийся тем, что определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб производят в видимой и ближней ультрафиолетовой области электромагнитного спектра при нескольких длинах волн, после чего определяют вероятность поглощения излучения проб нефти в указанной области спектра по интегральному спектру пробы во всем интервале длин волн согласно выражению:

где K - интегральный удельный показатель поглощения, г/см-л;

λ₁,λ₂ ^_ границы спектра, нм;

Q - эмпирическая константа спектра, г/см-л;

а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам:

где Р_х - вероятность поглощения излучения пробы нефти совместно эксплуатируемых пластов, нм^-1;

P_i, P_j - вероятности поглощения излучения проб нефти соответственно i-го и j-го пластов, нм^-1.

Данный способ позволяет достаточно точно разделить текущую добычу нефти по совместно разрабатываемым пластам при условии систематического проведения отбора проб и их исследований. Для этого также необходимо наличие достаточного количества опорных скважин, каждая из которых эксплуатирует какой-то один из пластов, так чтобы площадь каждого пласта была бы равномерно охвачена этими опорными скважинами. Анализы проб из этих опорных скважин должны также систематически проводиться для определения опорных значений Pi, Pj - вероятностей поглощения излучения проб нефти соответствующих пластов. На практике такие исследования проводятся редко, что недостаточно для использования их результатов при распределении добычи нефти по пластам всего фонда скважин за весь период эксплуатации.

Существует способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2290501, кл. Е21В 43/20,опублик. 27.12.2006.Бюл. №36),включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, построение геологической модели, на ее основе выделение зон с запасами нефти, обоснование и реализацию технологических решений по разработке выделенных зон. Согласно изобретению на основании геологической модели для каждого гидродинамического слоя модели оценивают начальные (ЗН)°и текущие (ЗН)^t запасы нефти и с их помощью оценивают потенциалы невыработанных запасов по слоям. Выбирают гидродинамические слои с наибольшим потенциалом невыработанных запасов, проводят анализ вырабатываемое™ запасов ячеек. Для оценки степени интенсивности воздействия системой заводнения на запасы ячеек и для оценки полноты их выработки используют три параметра. Первый из них - характеризует степень промывки коллекторов ячейки и представляет собой отношение объема вытесняющей жидкости , профильтровавшейся через коллектор каждой ячейки на дату анализа, к начальным запасам нефти этой же

ячейки . Второй параметр - характеризует изменение запасов за тот

же рассматриваемый период разработки и представляет собой величину текущего

значения коэффициента извлечения .Третий параметр характеризует текущую выработку запасов ячейки по отношению к потенциально возможному коэффициенту вытеснения и представляет собой отношение достигнутого (текущего) значения коэффициента вытеснения - к потенциально возможному - , то есть . Для каждого из полученных параметров строят схему изменения их значений по площади залежи, на которой выделяют зоны по общности значений рассчитанных коэффициентов. Полученные схемы рассматривают совместно. На основании их комплексного анализа устанавливают наличие и местоположение слабодренируемых зон с невыработанными запасами нефти. После этого активизируют выработку запасов нефти в упомянутых зонах.

Недостатками данного способа являются невысокая точность в определении параметров и, как следствие, погрешность в выборе зон потенциальных геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ контроля разработки нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин (патент РФ №2122107, кл. Е21В 43/20, опублик. 20.11.1998), включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, расчет остаточных нефтенасыщенных толщин в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (х, у) по обводненности продукции скважины из соотношений Баклея-Леверетта и восстановление поля остаточных нефтенасышенных толщин в произвольной точке залежи с координатами(х,. у) с учетом результатов текущих геолого-промысловых исследований скважин и геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно строят карты начальных нефтенасыщенных толщин, определяют объемы накопленной добычи нефти для добывающих скважин и объемы закачек для нагнетательных скважин, распределение проницаемости по пропласткам и вклады работающих скважин в формирование поля остаточных нефтенасыщенных толщин как функцию:

где α- подгоночный параметр;

r- расстояние от i-й скважины до точки с координатами(x, y);

Q- накопленная добыча и закачка;

h_c(x_i, y_i) - рассчитанная из соотношений Баклея-Леверетта остаточная нефтенасыщенная толщина в ближайшей окрестности i-й скважины с координатами (x_i,y_i,), причем расчет h_с(х_i, y_i,) ведут с учетом распределения проницаемости по пропласткам,

вычисляют остаточную нефтенасыщенную толщину в произвольной точке залежи с координатами (х, у)по формуле

и восстанавливают поле остаточных нефтенасыщенных толщин подбором параметра а по итерационной схеме так, чтобы выполнялось балансовое соотношение

где ν₀ и ν_ост - начальные и остаточные запасы нефти, определяемые по картам начальных и остаточных нефтенасыщенных толщин;

- накопленная добыча нефти;

ρ₀ - плотность нефти в пластовых условиях. Данный способ позволяет эффективно проводить контроль разработки однопластового месторождения с учетом распределения проницаемости по пропласткам данного пласта, а также накопленной добычи и закачки каждой скважины путем построения и анализа карт остаточных нефтенасыщенных толщин, разработки и проведения геолого-технических мероприятий

Однако для контроля разработки многопластовых залежей данный способ недостаточно эффективен, т.к. не позволяет определить распределение добычи нефти и выработки запасов по разрезу и произвести трехмерную локализацию остаточных запасов таких залежей. Контроль разработки многопластовых залежей часто требует определить степень выработки отдельных пластов, а также распределение остаточных нефтенасыщенных толщин по площади каждого из пластов с целью адресного планирования и проведения мероприятий.

Общим недостатком всех перечисленных способов является использование для оценки выработки запасов теоретических зависимостей, применимых только для месторождений нефти со слабо выраженными структурно-механическими свойствами, фильтрация которойв широком диапазоне градиентов давления подчиняется закону Дарси. Однако в составе нефти многих месторождений в повышенных количествах содержатся вещества, способные образовывать внутреннюю структуру: асфальтены, смолы и парафины. Высоковязкаянефть, как правило, обладает ярко выраженными структурно-механическими свойствами и в пористой среде ведет себя как неньютоновская жидкость, вследствие чего, из-за влияния реологических факторов на механизм фильтрации, все вышеперечисленные способы контроля разработкимогут привести к неверным результатам.

Техническим результатом настоящего изобретения является расчет процесса обводнения залежей нефти с доказанными нелинейно вязкопластичными свойствами с помощью преобразованной функции фракционного потока, позволяющий при оценке плотности запасов нефти дополнительно учесть влияние реологических факторов на полноту вытеснения нефти водой.

Технический результат достигается за счет применения способа контроля разработки нефтяных залежей, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, определениеплотности запасов нефти mhS_н (м³/м² или т/м²)в ближайшей окрестности каждойдобывающей скважины с учетомфактической обводненности продукции скважины и непосредственно связанной с ней текущей нефтенасыщенности S_н, начальной нефтенасыщенной толщины h и коэффициента пористости пласта m, построение карт плотности запасов нефтиподанным текущих геолого-промысловых исследований скважин, отличающийся тем, что значения плотности запасов нефти рассчитываютиз соотношений Баклея-Левереттас учетом влияния на полноту вытеснения нефти водой реологических факторов, обусловленных неньютоновскиминелинейно вязкопластичными свойствами нефти, при этом значение текущей нефтенасыщенности определяют по известной обводненности продукции каждой добывающей скважины с учетом фактического градиента давления пографикам функции фракционного потока ƒ(S), которая рассчитывается на основе нелинейной зависимости скорости фильтрации нефти от градиента давления по формуле:

где k_в(S), k_н(S) - относительные фазовые проницаемости пласта для воды и нефти, д.

ед.;

μ_в, μ_н, - динамические вязкости воды и нефти соответственно, Па-с;

gradP - фактический градиент давления, Па/м;

Н - градиент динамического давления сдвига (ГДДС) безводной нефти, определяемый экспериментально или по корреляционным уравнениям в зависимости от компонентного состава углеводородов, проницаемости и температуры пласта, Па/м;

S - водонасыщенность, причем S_н=1-S.

Новым является то, что количественная оценка плотности запасов нефти по предложенному аналитическому способу позволяет учесть влияние на полноту вытеснения нефти водойреологических факторов, обусловленных структурно-механическими свойствами высоковязкой нефти. Преобразованная функция фракционного потока, полученная с использованием гиперболического закона фильтрации, рекомендуется для расчета процесса обводнения залежей нефти с доказанными нелинейно вязкопластичными свойствами.

Преимуществами предлагаемого способа контроля разработки месторождений высоковязкой нефти являются:

- учет влияния реологических факторов на процесс фильтрации нефти;

- возможность оперативного принятия инженерных решений, адекватных реальным физическим условиям, с помощью аналитической методики расчета процесса обводнения залежи;

- возможность мониторинга выработки запасов и выбора скважин-кандидатов с целью интенсификации добычи нефти и блокирования притока воды.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом: рассчитывается плотность запасов, который выражает количество запасов, приходящихся на единицу площади, и непосредственно связан с текущей нефтенасыщенностью. Эта плотность рассчитывается как произведение mhS_н (м³/м²), где m - коэффициент пористости, (д. ед.), h - начальная нефтенасыщенная толщина пласта, (м), S_н - текущая нефтенасыщенность (д. ед.), связанная с текущей водонасыщенностью S соотношением S_н=1-S. Для определения S_н преобразуется известная функция фракционного потока, в теории Баклея-Леверетта-функция обводненности, которая связана с относительными фазовыми проницаемостями (ОФП) соотношением

гдеƒ(S) - функция обводненности, зависящая от водонасыщенности S(д.ед.).

Уравнение (11) теоретически связывает обводненность с насыщенностью. Воспользовавшись соответствующей корреляционной зависимостью для ОФП, можно легко определить текущую нефтенасыщенность по фактической обводненности участка пласта.

Однако уравнение (11) получено на основе линейного закона фильтрации Дарси, справедливого для обеих фаз. Для целого класса нефтей, которые являются неньютоновскими системами и, в частности, проявляют свойства нелинейно вязкопластичньгх жидкостей, его применение не оправдано.

Для такого случая возможен ввод в гидродинамическую модель зависимости, аналогичной закону Дарси, но отражающей нелинейную связь между скоростью фильтрации нефти и градиентом давления с учетом реологических особенностей течения. Для встраивания в модель двухфазной фильтрации наиболее удобен гиперболический закон:

где V - скорость фильтрации вязкопластичной нефти, м/с; k - абсолютная проницаемость пласта, м²; μ_m - динамическая вязкость нефти с предельно разрушенной внутренней структурой, Па-с; gradP - фактический градиент давления Па/м; Н - градиент динамического давления сдвига (ГДДС) безводной нефти, определяемый экспериментально или расчетным путем, Па/м.

В соответствии с приведенной зависимостью начальный участок реологической кривой (фиг. 1) до второго критического градиента давления Н_m аппроксимируется гиперболой, к которой можно провести асимптоту, пересекающую ось градиентов давления в точке Н- ГДДС.

Формула функции фракционного потока, выведенная с учетом гиперболического закона фильтрации для нелинейно вязкопластичной нефти, принимает следующий вид:

Таким образом, если формально ввести гиперболический закон в теорию водонапорного режима Баклея-Леверетта, то функция обводненности для заданной водонасыщенности будет зависеть не только от соотношения вязкостей фаз и значений ОФП, но и от градиента динамического давления сдвига нефти, а также от фактического градиента пластового давления. Использование данного уравнения позволяет уточнить текущую нефтенасыщенность участков пласта, так как в нем наравне с фильтрационными параметрами учитываетсявлияние структурно-механических свойств нефтина темпы обводнения скважин.

Уравнение (13) было использовано для оперативной локализации текущих запасов нефти терригенного пласта Б₂ исследуемого месторождения.

Градиент динамического давления сдвига безводной нефти определялся аналитически с помощью зависимостей, полученных экспериментальным путем для нефти ряда отечественных месторождений.

По уравнению (13) с использованием диаграмм относительных фазовых проницаемостей пласта Б₂ для заданного диапазона градиента давлений была рассчитана функция обводненности, графики которой приведены на фиг. 2. Здесь же для сравнения показана линия, соответствующая изменению обводненности при фильтрации обеих фаз по закону Дарси. Из расчетов и построений видно, что динамика обводнения пласта, насыщенного вязкопластичной нефтью, дополнительно обусловлена фактическим градиентом давления, величина которого влияет на характеристику вытеснения в заводненном объеме.

Для оперативной локализации запасов нефти по известной обводненности продукции каждой скважины, а также с учетом фактического градиента давления было определено значение нефтенасыщенности S_н=1-S с использованием соответствующей графической зависимости. Также нефтенасыщенность была определена по классической корреляции Баклея-Левереттадля ньютоновской нефти. Затем рассчитывалась плотность запасов как произведение пористости, начальной нефтенасыщенной толщины и текущей нефтенасыщенности.

Значения плотностей запасов нефти по скважинам, эксплуатирующим пласт Б₂, представлены в табл. 3. Здесь же указан процент отклонения значений плотностей, рассчитанных с использованием нелинейного закона фильтрации, от значений, соответствующих закону Дарсидля ньютоновской нефти. Наибольшее процентное расхождение отмечается для скважин 52 (30%), 1 (26,7%), 58 (8,3%), которые расположены на участках с низкими текущими градиентами давления. Среднее расхождение показателей плотности запасов по анализируемому объекту составляет порядка 5,7%.

Таким образом, значения текущей плотности запасов нефти, рассчитанные с учетом ее неньютоновских вязкопластичных свойств с помощью преобразованныхфункцийобводненности, по сравнению с традиционным подходом в ряде случаев оказываются выше. Карты плотности запасов показаны на фиг. 3. Сравнивая построения, можно видеть, что под влиянием реологических факторов в обводненном пласте может теоретически оставаться больше нефти, чем в случае ньютоновскоготечения водной и углеводородной фаз.

Следует отметить, что предлагаемый способ оценки выработки запасов основан на ряде допущений: 1) не учитывается капиллярное давление; 2) ГДДС нефти не зависит от обводненности; 3) за минимальную динамическую вязкость нефти в расчетах принято ее стандартное (проектное) значение; 4) кинематика фильтрационных потоков рассматривается в одномерном приближении.

Вместе с тем учет реологических особенностей течения нефти по предложенному способу может способствовать принятию инженерных решений, адекватных реальным физическим условиям в пластах с высоковязкой нефтью.

Способ контроля разработки нефтяных залежей, включающий геолого-промысловые исследования скважин и лабораторные исследования свойств пластовых флюидов и пористых сред, определение плотности запасов нефти mhS_н (м³/м² или т/м²) в ближайшей окрестности каждой добывающей скважины с учетом фактической обводненности продукции скважины и непосредственно связанной с ней текущей нефтенасыщенности S_н, начальной нефтенасыщенной толщины h и коэффициента пористости пласта m, построение карт плотности запасов нефти по данным текущих геолого-промысловых исследований скважин, отличающийся тем, что значения плотности запасов нефти рассчитывают из соотношений Баклея-Леверетта с учетом влияния на полноту вытеснения нефти водой реологических факторов, обусловленных неньютоновскими нелинейно вязкопластичными свойствами нефти, при этом значение текущей нефтенасыщенности определяют по известной обводненности продукции каждой добывающей скважины с учетом фактического градиента давления по графикам функции фракционного потока ƒ(S), которая рассчитывается на основе нелинейной зависимости скорости фильтрации нефти от градиента давления по формуле:

где k_в(S), k_н(S) - относительные фазовые проницаемости пласта для воды и нефти, д. ед.;

μ_в, μ_н - динамические вязкости воды и нефти соответственно, Па⋅с;

gradP - фактический градиент давления, Па/м;

Н - градиент динамического давления сдвига (ГДДС) безводной нефти, определяемый экспериментально или по корреляционным уравнениям в зависимости от компонентного состава углеводородов, проницаемости и температуры пласта, Па/м;

S - водонасыщенность, причем S_н=1-S.