способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта

Формула изобретения

1. Способ получения трехмерного распределения проницаемости пласта, включающий проведение гидродинамических исследований вскрывающих пласт скважин, определение по каждой из исследуемых скважин значений проницаемости пласта , определение средней текущей фазовой проницаемости или подвижности , отличающийся тем, что по глубине h определяют профиль проницаемости пласта k_ГИС(h), затем оценивают значение текущей нефтенасыщенности по каждой из исследованных скважин , после чего значение текущей фазовой проницаемости пересчитывают в значение первоначальной проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды по формуле:



где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности ;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды при текущей насыщенности ;

k_фн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;

k_фв - коэффициент подвижности водной части коллектора;

- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;

- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;

µ_в - вязкость воды;

µ_н - вязкость нефти;

далее по данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта , в пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость , находят отношение первоначальной проницаемости, определенной по гидродинамическим исследованиям к проницаемости, определенной по геофизическим исследованиям , и на основе распределения проницаемости по глубине пласта k_ГИС(h) вычисляют неоднородную кривую распределения проницаемости по разрезу пласта k_ГДИС(h), используя профили k_ГДИС(h) по всем исследованным скважинам, и осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке _в и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти от нефтенасыщенности



где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности K_н;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности K_н;

µ_в - вязкость воды;

µ_н - вязкость нефти.

Описание изобретения к патенту

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

Одним из важнейших параметров при создании гидродинамических моделей является проницаемость пород. В настоящее время известно несколько способов определения проницаемости. Наиболее широко используется способ получения трехмерных распределений проницаемости с помощью интерполяции данных, полученных по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) на основе петрофизических зависимостей, полученных при анализе кернового материала (например, изобретение «Способ определения восстановления проницаемости горных пород», патент РФ № 2224105, 30.08.2002). При этом используют проницаемость образцов, рассчитанную для газовой фазы.

Однако такую проницаемость нельзя использовать при гидродинамических расчетах, так как:

1) в случае если коллектор высокопроницаемый и слабосцементированный, образцы керна, отобранные из самых проницаемых пропластков, будут рассыпаться и проницаемость в модели будет заниженной;

2) в случае если коллектор глинистый и низкопроницаемый, проницаемость для газа в таких образцах будет намного выше проницаемости для нефти, в результате проницаемость в модели будет сильно завышена.

Кроме того, образцы будут непредставительны в случае неоднородного или трещиноватого пласта. Достоверности определений проницаемости с помощью ГИС также препятствует то, что на величину этого параметра помимо пористости влияют отсортированность зерен, их окатанность, тип цементирующего вещества, его распределение и количество.

Известны способы оценки проницаемости с помощью опробователя пластов на кабеле (ОПК) (например, изобретение «Постоянно эксцентрический опробователь пластов», патент РФ № 2324818, 19.01.2004).

Однако при таком способе определения исследователь получает проницаемость по фильтрату бурового раствора в зоне изменения фильтрационных свойств («скиновой» зоне).

Еще одним офаничением ОПК является невозможность определения коэффициента продуктивности, необходимого для подбора насоса скважины, в связи с неполным охватом пласта, т.к. оценки носят точечный характер.

С этим же связано последнее ограничение ОПК - выборочные оценки могут быть непредставительны в случае большой вертикальной изменчивости пласта, как это бывает в карбонатном разрезе.

Также известны гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС), которые позволяют получать значения проницаемости, объективно отражающие условия фильтрации в пласте и потому наиболее пригодные для гидродинамических расчетов (например, изобретение «Способы и системы для определения свойств пластов подземных формаций», заявка № 2008118158/03, 02.10.2006 или «Руководство по исследованию скважин» А.И.Гриценко и др. М., Наука, 1995, 523 с., глава 5 Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации, с.257-300).

Данные методы позволяют определить лишь среднее по работающей мощности пласта значение проницаемости, то есть не дают расчленения разреза. Кроме того, по мере разработки месторождения состав добываемого флюида изменяется и, как следствие, меняется текущая фазовая проницаемость, определяемая по ГДИС (например, изобретение «Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта», патент РФ № 2165017. 04.06.1999).

Задачей настоящего изобретения является получение профилей по глубине достоверных значений проницаемости, пригодных для использования в гидродинамической модели.

Данная задача решается путем выполнения следующей последовательности действий:

1. В соответствии с аналогом во вскрывающих пласт скважинах проводят гидродинамические исследования (ГДИС), в результате чего по каждой из исследуемых скважин определяют значения проницаемости пласта .

Эти значения характеризуют среднюю по работающей мощности текущую фазовую проницаемость.

2. Во вскрывающих пласт скважинах определяют профиль по глубине h проницаемости пласта по ГИС k_ГИС(h).

3. В каждой из исследованных скважин по результатам ГИС оценивают значение текущей нефтенасыщенности В отсутствие данных ГДИС нефтенасыщеность оценивают по формуле Баклея-Леверетта на основе данных о доле воды в притоке _в и известных зависимостей относительных фазовых проницаемостей для воды и нефти от нефтенасыщенности:

,

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для воды в зависимости от нефтенасыщенности K_н;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности K_н;

µ_в - вязкость воды;

µ _н - вязкость нефти.

4. Полученное по ГДИС значение текущей фазовой проницаемости (или подвижности ) пересчитывают в первоначальную проницаемость по нефти в присутствии остаточной воды (с учетом значений фазовых проницаемостей при определенной по п.3 текущей насыщенности ) по формуле:

,

где - коэффициент относительной фазовой проницаемости для нефти при текущей насыщенности ;

- коэффициент относительной фазовой проницаемости воды при текущей насыщенности ;

k_фн - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;

k_фв - коэффициент подвижности водной части коллектора;

- коэффициент проницаемости по нефти в присутствии остаточной воды;

- значение подвижности нефти, полученное по ГДИС;

µ_в - вязкость воды;

µ _н - вязкость нефти.

5. По данным измерения профилей притока работающих фаз определяют эффективную работающую мощность пласта .

6. В пределах эффективной работающей мощности вычисляют среднюю проницаемость по результатам геофизических исследований скважин (ГИС) .

7. Находят отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС .

8. С использованием данного отношения на основе известного распределения по глубине пласта проницаемости по ГИС k_ГИС(h) вычисляют неоднородную кривую (профиль) распределения проницаемости по ГДИС по разрезу пласта k_ГДИС (h).

9. Используя профили k_ГДИС(h) по всем исследованным скважинам, осуществляют построение трехмерного распределения проницаемости.

Пример практической реализации способа представлен на фиг.1-6.

На фиг.1 приведены результаты гидродинамических исследований по одной из скважин ***** месторождения.

На фиг.2 представлены результаты интерпретации цикла восстановления давления.

Согласно п.1 описания была определена средняя по работающей мощности текущая фазовая проницаемость по исследуемому пласту (0.4 мД).

На фиг.3 приведена таблица, представляющая результаты интерпретации ГИС по этим же скважине и пласту.

Согласно п.п.2 и 3 описания были оценены профиль проницаемости по глубине (колонка Кпр) и значения текущей нефтенасыщенности (колонка Кнг).

Рассчитанная в соответствии с п.4 на основе фазовой проницаемости проницаемость по нефти по остаточной воде составляет 0.4 мД.

Эффективная работающая мощность пласта (п.5 описания) составляет 11.8 м (по результатам ПГИ работает вся эффективная мощность пласта).

Средняя проницаемость по ГИС в пределах эффективной работающей мощности (п.6 описания) составила 3 мД.

Отношение первоначальной проницаемости по нефти по остаточной воде (определенной по ГДИС) и проницаемости при ГИС (п.7 описания) составило:

На фиг.4 представлен профиль распределения проницаемости по ГДИС по разрезу исследуемого пласта, рассчитанный с учетом данного отношения (п.8 описания).

В результате корреляции данных профилей по всем исследованным скважинам (п.9 описания), вскрывающим данный пласт, было получено трехмерное распределение проницаемости (фиг.5).

Полученные в результате реализации заявляемого способа достоверные данные о распределении проницаемости по простиранию и мощности пласта позволили произвести качественную настройку истории разработки в цифровой гидродинамической модели пласта (фиг.6).