способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СОВМЕСТНО ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ, включающий 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,

₁, ₂ - границы спектра, нм;

Q - эмпиридическая константа спектра, г/см л,

а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам



q_j=1-q_i

где P_x - 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.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для контроля за разработкой нефтяных месторождений с рядом совместно эксплуатируемых пластов.

Известны способы идентификации нефтей, основанные на исследовании их химического состава и свойств ингредиентов, температур кипения или характеристик параметров распределения состава по стандартным температурам кипения. Способы эффективны для решения практических задач нефтехимии и нефтепереработки, но не применимы для исследования геофизики и геохимии нефтяных пластов, т. к. имеют погрешность более высокую, чем физико-химические различия нефтей перфориро- ванных пластов.

Известен ряд способов идентификации пластов с помощью метода электронного парамагнитного резонанса, основанных на регистрации сигнала ванадиловых и т. п. комплексов или свободных радикалов. Сравнительно высокая погрешность известных способов обусловлена, в частности, изменением состава проб нефтей в процессе хранения (испарение легких фракций, коагуляция и т.д.).

Известны также способы идентификации нефтей, использующие электронную абсорбционную спектроскопию в видимой области спектра. Неточность известных способов обусловлена тем, что определяемый при фиксированной длине волны удельный показатель поглощения вследствие испарения легких фракций претерпевает батохромный или гипсохромный сдвиг.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ определения относительных дебитов совместно эксплуатируемых нефтяных пластов, включающий отбор проб нефти из каждого продуктивного пласта и определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб в видимой области электромагнитного спектра при определенной длине волны для последующего определения по их соотношению относительных дебитов пластов.

Невысокая точность пpототипа при определении дебита таких литологически близких пластов, как пласты месторождений Сибирского региона, обусловлена тем, что различие между удельными показателями поглощения соседних пластов оказывается соизмеримо с ошибкой эксперимента.

На чертеже приведены спектры поглощения нефтей пластов Б₁₁ (кривая 1) и Б₁₀₊₁₁ (кривая 2) Южно-Сургутского месторождения (скв. 5392 и 5492 соответственно), сливание которых типично для спектров таких нефтей.

Кроме того, определение показателя поглощения при фиксированной длине волны по прототипу некорректно из-за возможности смещения спектральных линий вследствие межмолекулярных взаимодействий компонентов нефти.

Целью изобретения является повышение точности способа определения относительных дебитов совместно эксплуати- руемых пластов и обеспечение работоспособности способа для идентификации пластов с близкими физико-химическими характеристиками.

Достигается это тем, что определение значений удельного поглощения излучения отобранных проб пpоизводят 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

K Q exp (-p)dx, (1) где К интегральный удельный показатель поглощения, г/см.л;

₁,₂ границы спектра, нм;

Q эмпирическая константа спектра, г/см л; а об относительных дебитах совместно эксплуатируемых пластов судят по формулам:

q_i= (2)

q_j 1 q_i, 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.

Большинство классических методов спектроскопии включают разделение сложной смеси на компоненты или фракции с последующим спектральным анализом. Для изучения нефтей, состав и структура которых полностью не известны, а фракционный состав перекрывается между собой, такой подход не применим.

Принципиально новый феноменологический подход к электронной абсорбционной спектроскопии многокомпонентных систем позволил получать информацию о свойствах таких систем на основе изучения спектра как единого целого без выделения компонентов и определения характеристических частот. Показано, что в рамках предложенной авторами модели следствием Бернуллиевского распределения энергетических уровней в многокомпонентных системах является Пуассоновское распределение интенсивностей в спектрах поглощения. Установлено, что при малых вероятностях поглощения излучения (Р ->> 0) спектр в ближней УФ и видимой области аппроксимируется экспоненциальным распределением:

Q exp (-p)dx +T_с() (3)

Показано, что для полного описания и идентификации электронных спектров многокомпонентных смесей различной природы необходимо и достаточно три параметра: вероятность светопоглощения Р, фактор интенсивности Q и фактор тонкой структуры Т_с, которые являются своеобразными "отпечатками пальцев" многокомпонентных стохастических систем.

В то же время при оценке точности, которая проводилась на наиболее нестабильной и плоховоспроизводимой в аналитических экспериментах части нефтей, асфальто-смолистых веществах, авторами установлено, что для описания и идентификации спектров пластовых нефтей, близких по физико-химическим свойствам, необходимо и достаточно использовать лишь один параметр Р; параметры Q и Т_с дают в этом случае максимальную ошибку (табл.1).

Таким образом, аппроксимацию спектров нефтей совместно эксплуатируемых пластов оказалось возможным производить по формуле (1).

Предлагаемый способ осуществляется следующей последовательностью операций.

Отбор проб нефтей каждого из совместно эксплуатируемых нефтяных пластов и подготовка образцов к исследованию: экстракция, фильтрация, взвешивание, растворение в растворителе и расчет концентрации С полученного раствора.

Снятие спектров проб нефтей в видимой и ближней УФ-области спектра с измерением оптических плотностей D для определения удельных коэффициентов поглощения и после аппроксимации спектра по уравнению (1) вероятностей светопоглощения.

Определение относительных дебитов совместно эксплуатируемых пластов по формуле (2).

Pасчет концентраций раствора осуществляют по формуле

C₁= 1000 г/л где g₁ навеска образца, г;

g₂ вес раствора для определения оптической плотности, г;

_раств. плотность растворителя, г/см³.

Если раствор имеет темную окраску, то его разбавляют до бледно-желтой окраски и рассчитывают концентрацию приготовленного раствора

С₂= C₁, где g₃ вес раствора известной концентрации, г;

g₄ вес растворителя, г;

С₁ концентрация первоначально приготовленного раствора, г/л.

Применим любой спектрофотометр, позволяющий вести измерения в видимой и УФ-области спектра. Запись спектров растворов нефтей производят в области 285-800 нм в кюветах подобранной толщины L от 0,1 до 1,0 см. В канале сравнения парная кювета с чистым растворителем (толуолом). Спектр снимают при нескольких длинах волн. Удельные показатели поглощения определяют по известному уравнению

K (4)

Примеры конкретного осуществления способа.

П р и м е р 1. Определение относительных дебитов пластов АС₄ и АС_5-6 Южно-Балыкского месторождения.

Для разделения продукции пластов были отобраны пробы нефтей по скважинам N 1551 (пласт АС₄), NN 219, 335, 209, 76, 337 (пласт АС_5-6), NN 191, 19, 73, 189, 82, 200, 17а (пласты АС₄ и АС_5-6) и N 176 (пласты АС_5-6 и БС₁₀).

После обезвоживания и центрифугирования пpоб были сняты спектры нефтей в растворе толуола, в области 350-700 нм. Условия записи спектров: источник света лампа накаливания; шкала 0,1-1,4; масштаб регистрации "нормальный"; скорость записи 11 мин на 1 лист бумаги.

Найдены оптические плотности Д и удельные показатели поглощения К при каждой из аналитических длин волн. Затем аппроксимацией по уравнению (1) значений К от длины волны методом наименьших квадратов определены вероятности светопоглощения. Затем по уравнениям (2) найдены доли каждого из пластов в добыче нефти (табл.2).

Параллельно с привлечением каротажного материала оценивались доли каждого из пластов в добыче нефти по гидропроводности

(5) где К_i проницаемость i-го пропластка, мкм²;

h_i толщина i-го пропластка пласта, м;

вязкость пластовой жидкости, МПа с;

n число пропастков пласта.

Данные, полученные по гидропроводности, также приведены в табл.2.

Совпадение данных, полученных по предлагаемому способу и по гидропроводности, подтверждает применимость способа.

В то же время проведенная оценка долевого участия пластов с применением ЭПР-спектроскопии (один из способов-аналогов) коррелирует с данными по гидропроводности слабо (табл.2), так как разброс значений Z, являющихся параметром идентификации в аналоге, по разным пластам порядка точности метода ( 0,65 отн.единиц).

П р и м е р 2. Определение относительных дебитов пластов Б₁₀ и Б₁₁ Южно-Сургутского месторождения. Методика эксперимента и расчетов аналогична примеру 1. Результаты в табл.3. Приведенные данные показывают, что даже в таком исключительно сложном случае, как пласты Б₁₀ и Б₁₁, содержащие до 4 пропластков, относительная ошибка порядка 20% Следовательно, предлагаемый способ позволяет разделять продукцию литологически близких пластов.

Разделение продукции пластов Б₁₀ и Б₁₁ по данным ЭПР оказалось невозможным из-за низкой чувствительности метода при анализе нефтей литологически близких пластов.

Таким образом, предлагаемый способ, в отличие от известных аналогов и прототипа, позволяет определять относительные дебиты даже литологически близких продуктивных пластов.

Способ надежен, доступен в лабораторном оформлении, легко поддается автоматизации и может быть использован в промысловых условиях.