Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта

Изобретение относится к способам определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта. Технический результат заключается в обеспечении возможности определения величины текущей водонасыщенности пласта, охваченного заводнением от одной нагнетательной скважины, от нескольких нагнетательных скважин в целом и по каждой добывающей скважине участка. В соответствии со способом определяют проницаемость пласта и с учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель месторождения, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации. Осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. По меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку воды, меченной индикатором, по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. При каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке, и для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин. Затем с устья добывающих скважин отбирают пробы пластовой жидкости и определяют концентрации всех закачанных индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины. Рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки меченной индикатором воды до времени поступления максимальной концентрации индикатора, на значение проницаемости пласта. Строят график зависимости текущей водонасыщенности от нормированного времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины и по построенному графику определяют значение текущей водонасыщенности. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено о для определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта в процессе разработки нефтяных залежей.

Известен способ определения коэффициента водонасыщенности для пластов – песчаников (Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М, Недра, 1989 г., с.39), при котором методом потенциалов собственной поляризации определяют удельные электрические сопротивления пласта и пластовой воды и, зная коэффициент поверхностной проводимости П и пористость пласта k_п , рассчитывают по формуле (уравнение Арчи – Дахнова):

.

Недостатком способа является его применимость только для пластов – песчаников и необходимость определять коэффициенты в уравнении Арчи – Дахнова для каждого месторождения.

Известен способ определения флюидонасыщенности (водонасыщенности и нефтенасыщенности) пласта (Авторское свидетельство СССР № 1404640, Б.И. №23, 1988г.), заключающийся в том, что закачивают рабочий агент (например, воду) в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давления в реагирующей скважине. Агент закачивают до момента повышения давления в реагирующей скважине на заданную величину, принимаемую, как правило, равной минимальному повышению давления, которое фиксируют в реагирующей скважине. Для данной величины предварительно строят зависимость суммарного объема закачки агента от начальной определяемой флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации о пласте с помощью математического моделирования на ЭВМ. Затем по фактическому объему закачки и построенной зависимости определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.

Недостатком данного способа является лимитирование верхнего и нижнего пределов величины, на которую повышается давление в реагирующей скважине. Верхнее находится в интервале от долей атмосферы до 1,0 МПа и заранее задается в расчетах. Нижнее значение этого интервала лимитируется порогом чувствительности прибора и необходимостью учета и исключения фоновых помех от работ других скважин. Повышать давление более 1,0 МПа также не рекомендуется в связи с необходимостью закачки в этом случае в пласт слишком больших объемов рабочего агента. Способ дает не дискретную, а интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта. Способ также требует предварительного определения таких параметров как пористость, проницаемость, давление насыщения, вязкость нефти, вязкость воды, вязкость газа, объемный коэффициент нефти, объемный коэффициент воды, растворимость газа в нефти, удельный вес нефти, удельный вес воды, удельный вес газа, расстояние между нагнетательной и реагирующей скважинами, остаточные значения насыщенностей в функциях фазовых проницаемостей. Определение всех этих параметров производится с определенными погрешностями, при вычислении итогового результата погрешность будет накапливаться.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения величины текущей водонасыщенности пласта, охваченного заводнением от одной нагнетательной скважины, от нескольких нагнетательных скважин в целом и по каждой добывающей скважине участка.

Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта определяют проницаемость пласта и с учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель пласта, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации. Осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. По меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку воды, меченной индикатором, по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. При каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке в данной скважине. Для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин. С устья добывающих скважин отбирают пробы пластовой жидкости и определяют концентрации всех закачанных индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины. Рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки меченой индикатором воды до времени поступления максимальной концентрации индикатора, на значение проницаемости пласта. Строят график зависимости текущей водонасыщенности пласта от нормированного времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины и по построенному графику определяют значение текущей водонасыщенности.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 приведены зависимости времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины от текущей водонасыщенности для четырех пластов с разными значениями проницаемости, на фиг.2 показана зависимость текущей водонасыщенности от времени поступления максимальной концентрации индикатора, нормированного на проницаемость пласта для четырех значений проницаемости.

Способ основан на закачке меченной индикаторами вытесняющей воды в нагнетательные скважины и последующем контроле за продвижением индикаторов, который осуществляют путем отбора проб жидкости с устьев добывающих скважин. Способ осуществляется следующим образом.

По известным результатам анализа керна определяют проницаемость пласта. С учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель пласта, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации.

Осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину. По меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку меченной индикатором воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину вытесняющей жидкости, причем при каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке, и для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин. Это позволяет проводить оперативный мониторинг значения текущей водонасыщенности в области воздействия данной нагнетательной скважины. Закачивая в разные нагнетательные скважины разные индикаторы можно организовать мониторинг текущей водонасыщенности по месторождению в целом и оценить вклад каждой нагнетательной скважины в текущую водонасыщенность.

Постоянная закачка может быть осуществлена путем установки на устье каждой нагнетательной скважины проточной кассеты, из которой постоянно вымывается индикатор (см., например, патент RU 2482272, в котором устанавливают на спускаемом оборудовании и затем опускают в скважину на заранее определенное расстояние от устья скважины, по меньшей мере, один контейнер, содержащий трассера-метки, с последующим контролем скважинного флюида или газа на содержание трассера-метки. Корпус контейнера выполнен из материала, способного растворяться под действием воды и устойчивого к действию углеводородной среды).

Однократную порцию индикатора, которую закачивают в пласт, можно рассматривать как дельта-функцию, т.е. «пик». По мере распространения индикатора по пласту «пик» за счет диффузии размывается и начинает представлять из себя логнормальное распределение. Поэтому, чтобы определить время поступления порции индикатора по пласту, необходимо определить время поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины.

Значения расчетной текущей водонасыщенности требуются для выбора времени осуществления способа. Способ работает при значениях текущей водонасыщенности от 0,45 до 0,7 отн. единиц. Экспериментально, путем моделирования, установлено, что только в этом диапазоне существует однозначное соответствие между временем поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора и текущей водонасыщеностью.

В процессе исследований осуществляют отбор проб пластовой жидкости с устья добывающих скважин и определяют в пробах концентрации всех закачанных индикаторов путем физико-химического анализа отобранных проб на содержание индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины.

Рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки воды, меченной индикатором, до времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины, на значение проницаемости пласта. Время поступления максимальной концентрации индикатора зависит от проницаемости пласта, по которому происходит фильтрация, а путь S, проходимый фильтрующейся водой по пропласткам с разной проницаемостью на участке месторождения, примерно одинаков. При этом S=V * T , где Т – время от момента закачки воды, меченой индикатором, до времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины. Скорость фильтрации воды V пропорциональна проницаемости пласта. Поэтому, умножая время движения индикатора от момента закачки воды, меченной индикатором, до времени поступления максимальной концентрации из добывающей скважины на значение проницаемости, исключают влияние проницаемости на величину времени движения индикатора. Чем выше «промытость» пласта, т.е. выше текущая водонасыщенность, тем больший путь должен проходить индикатор, т.к. индикатор фильтруется по всему заводненному объему. Также экспериментально путем моделирования показано, что в диапазоне водонасыщенности 0,45 – 0,7 отн. ед. для всех значений проницаемости пласта текущая водонасыщенность однозначно связана с нормированным значением времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины. Это позволяет определять текущую водонасыщенность по экспериментальным данным поступления индикатора.

По полученным данным строят зависимость «текущая водонасыщенность - нормированное значение времени поступления максимальной концентрации индикаторов» и определяют значение текущей водонасыщенности.

Способ был опробован путем моделирования разработки нефтяной залежи. Было проведено моделирование закачки воды, меченной поочередно четырьмя индикаторами, на участке с одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Было проведено четыре варианта моделирования для четырех однородных пластов с проницаемостями 500мД, 1000мД, 1500мД, 2000мД. В каждом варианте индикаторы закачивались при разных значениях заранее рассчитанной текущей водонасыщенности (от 0,45 до 0,7 отн. единиц). При моделировании в каждом из четырех вариантов моделирования использовались четыре индикатора: уранин, эозин, карбамид, азотная селитра. Данные индикаторы не нарушают геохимического равновесия пластовых флюидов и не ухудшают нефтевытесняющие свойства нагнетаемой воды. Последовательная закачка четырех индикаторов для каждого пласта с определенной проницаемостью позволила установить вид зависимости времени поступления максимальной концентрации индикаторов от значения текущей водонасыщенности для каждого значения проницаемости пласта (кривые 1-4 на фиг.1). Каждая кривая построена по четырем точкам значений времени поступления максимальной концентрации индикаторов (один индикатор – одна точка). Эти зависимости в диапазоне значений текущей водогасыщенности от 0,45 до 0,7 отн. единиц оказались похожими. Это позволило объединить их в единую зависимость, чтобы по значению времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающнй скважины устанавливать значение текущей водонасыщенности.

Исследования проводили с помощью программного обеспечения для моделирования Eclipse.

По результатам моделирования получены зависимости времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора (Т_max) от текущей водонасыщенности для пластов с разными значениями проницаемости, показанные на Фиг.1, где кривая 1 (толстая сплошная линия) – зависимость Т_max для проницаемости пласта равной 500мД, кривая 2 (штриховая линия) - для проницаемости 1000мД, кривая 3 (штрихпунктирная линия) - для проницаемости 1500мД, кривая 4 (пунктирная линия) – для проницаемости 2000мД. По оси y – Т_max , время поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора, сутки, по оси х - значения водонасыщенности (S), относительные единицы.

Экспериментальные точки кривой 1 хорошо описываются уравнением с коэффициентом корреляции =0.98, кривой 2 уравнением с коэффициентом корреляции =0.98, кривой 3 уравнением с коэффициентом корреляции =0.98 и кривой 4 уравнением с коэффициентом корреляции =0.98. По указанным уравнениям построены соответствующие аппроксимирующие кривые, которые приведены на фиг.1 (тонкие сплошные линии).

Значения времени поступления максимальной концентрации, полученные моделированием и приведенные на Фиг.1, умножают на значения проницаемости – каждую точку на кривых 1 – 4 умножают на значение проницаемости, которое берется по данным цифровой модели. В результате этого все точки, которые лежали на разных кривых, ложатся на одну кривую, которая описывается функцией , коэффициент корреляции = 0.94, где у - значения определяемой текущей водонасыщенности, а х -произведение времени поступления максимальной концентрации индикатора на проницаемость пласта. На Фиг.2 приведен график (кривая 5) определения водонасыщенности, S, отн. единицы (ось у) от произведения времени поступления максимальной концентрации (К_пр) на проницаемость пласта (или нормированное значение времени поступления максимальной концентрации индикатора, условные единицы (ось х). Кривая 5 описывается уравнением , коэффициент корреляции = 0.94. По этой формуле или из графика (фиг.2) по значениям нормированного времени поступления максимальной концентрации определяют текущую водонасыщенность.

Таким образом, по предложенному способу определяют значение текущей водонасыщенности по времени поступления из добывающей скважины максимальной концентрации индикатора.

Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта, в соответствии с которым:

- определяют проницаемость пласта,

- с учетом проницаемости создают цифровую фильтрационную модель месторождения, по которой рассчитывают изменение во времени текущей водонасыщенности пласта в процессе эксплуатации,

- осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну нагнетательную скважину,

- по меньшей мере один раз в момент времени, выбираемый из временного интервала, в пределах которого значение рассчитанной посредством цифровой модели текущей водонасыщенности составляет от 0,45 до 0,7 относительных единиц, начинают закачку воды, меченной индикатором, по меньшей мере в одну нагнетательную скважину, причем при каждой повторной закачке воды, меченной индикатором, в каждой нагнетательной скважине используют индикатор, отличный от использованного при предыдущей закачке в данную скважину, и для каждой нагнетательной скважины используют индикаторы, отличные от индикаторов, используемых для других нагнетательных скважин,

- с устья добывающих скважин отбирают пробы пластовой жидкости и определяют концентрации всех закачанных индикаторов и время поступления максимальной концентрации каждого из индикаторов из каждой добывающей скважины,

- рассчитывают нормированное значение времени поступления максимальной концентрации каждого индикатора путем умножения времени, прошедшего от момента закачки меченной индикатором воды до времени поступления максимальной концентрации индикатора, на значение проницаемости пласта,

- строят график зависимости текущей водонасыщенности от нормированного времени поступления максимальной концентрации индикатора из добывающей скважины и по построенному графику определяют значение текущей водонасыщенности.