способ определения остаточной нефтенасыщенности

Формула изобретения

1. Способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как

S^ост_н/н = S^*-a(1-S^нач_н/н)-b(1-S^нач_н/н)ⁿ, (1)

где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности, равной 1;

S^ост_н/н, S^нач_н/н - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;

a, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;

n - показатель нелинейности;

из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его, в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией S*= 1/(1+pk^q), где k - коэффициент проницаемости, р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (1).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию нефтяных пластов, в частности к определению остаточной нефтенасыщенности.

На данный момент известно много статистических зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности [1, 2] . Основным недостатком большинства является то, что в эти статистические зависимости входит один значимый параметр: коэффициент проницаемости или начальная нефтенасыщенность.

Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, описанный в работе [2] , взятый за прототип, по которому остаточная нефтенасыщенность определяется по следующей статистической зависимости:



где S^ост_н/н - остаточная нефтенасыщенность; S^нач_н/н - начальная нефтенасыщенность; m - пористость; . , - - коэффициенты, зависящие от особенностей строения пластов; - скорость фильтрации, м/сут.

Общей особенностью статистических зависимостей является то, что в их состав входят эмпирические коэффициенты, которые определяются на этапе обучения. Так, например, для определения эмпирических коэффициентов , , из формулы (1) проводятся лабораторные исследования, в которых определяется остаточная нефтенасыщенность, строится статистическая зависимость и определяются эмпирические коэффициенты.

Недостатком этой зависимости является то, что при определении остаточной нефтенасыщенности используется пористость, которая меняется в узких пределах (от 18 до 23%). Нами предлагается использовать проницаемость k пористой среды, которая меняется в более широком диапазоне (от 0,010 до 1,000 мкм²).

Решаемая задача - увеличение точности определения остаточной нефтенасыщенности за счет более полного использования характеристик пористой среды, а также привлечения априорной информации.

Техническим результатом изобретения явится возможность более точного подсчета извлекаемых запасов нефти и более надежного контроля за разработкой месторождения.

Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как:

S^ост_н/н = S^*-a(1-S^нач_н/н)-b(1-S^нач_н/н)ⁿ, (2)

где S^* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;

S^ост_н/н, S^нач_н/н- остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;

a, b -коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;

n - показатель нелинейности;

из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его;

в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией:

S^*= 1/(1+pk^g, (3)

где k- коэффициент проницаемости;

p и q -коэффициенты;

и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (2).

В качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.

Во-первых, зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной проходит через начало координат.

Во-вторых, при низких значениях начальной нефтенасыщенности остаточная нефтенасыщенность будет равна начальной, т. е. кривая будет проходить по биссектрисе (производная этой функции при S^нач_н/н = 0 равна 1).

Отсюда коэффициенты а и b определятся по формулам:

b= (1-S^*)/(n-1), (4)

а= 1-bn, (5)

подставляя формулы (4) и (5) в формулу (2), запишем:



Авторами предлагаемого способа определения остаточной нефтенасыщенности впервые предложено при определении остаточной нефтенасыщенности использовать одновременно два значащих параметра:

- проницаемость и начальную нефтенасыщенность пористой среды, а также использовать априорную информацию.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций:

1. Проведение геофизических исследований скважин.

2. Отбор керна и пластовых флюидов и проведение лабораторных исследований с определением проницаемости, а также начальной и остаточной нефтенасыщенности

3. Нахождение из зависимости (2) предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* в зависимости от задаваемого значения n.

4. Построение статистической зависимости предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S^* от коэффициента проницаемости и нахождение коэффициентов p и q.

5. Определение остаточной нефтенасыщенности по формуле (2).

Более детально последовательность операций может быть разбита на два этапа: обучения и непосредственного расчета и изложена соответственно в нижеследующем примере конкретного осуществления способа.

В качестве примера приведены расчеты остаточной нефтенасыщенности пласту БС₁₀ Мамонтовского месторождения как по предлагаемому методу, так и по прототипу [2] .

Расчет по предлагаемому методу:

I. Этап обучения

1. Отбор керна и пластовых флюидов. Проведение лабораторных опытов по определению проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности.

2. Произвольно задаемся значением n.

3. По формуле (6) находим S^* и заносим найденные значения в табл. 1.

4. Аппроксимируем эти точки зависимостью (3) и находим коэффициенты p и q.

5. Находим коэффициент корреляции К между значениями S^*, рассчитанными по формулам (3) и (6).

6. Задаемся новым значением n и повторяем п. п. 2-5 до тех, пор пока не найдем значение показателя нелинейности n, при котором коэффициент корреляции К будет максимальным.

II. Этап непосредственного расчета остаточной нефтенасыщенности

1. Проведение геофизических исследований - гамма каротажа и бокового каротажного зондирования с целью определения проницаемости начальной нефтенасыщенности проницаемости соответственно.

2. По формулам (4) и (5) находим коэффициенты а и b.

3. Зная проницаемость и начальную нефтенасыщенность, определяем остаточную нефтенасыщенность по формуле (2) (табл. 2).

На фиг. 1, а приведены результаты расчетов по прототипу, на фиг. 1, б - по предлагаемому способу. Коэффициент корреляции между значениями остаточной нефтенасыщенности, определенного предлагаемым способом и определенного лабораторным путем, составил 0,91, по прототипу - 0,58.

Видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ определения более точен.

Способ промышленно применим, так как используются доступное промысловое и лабораторное оборудование и ЭВМ.

Источники информации

1. Касов А. С. , Вашуркин А. И. , Свищев М. Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело". -1981. -36 с.

2. Черемисин Н. А. , Сонич В. П. , Батурин Ю. Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 1997. - N 9. -С. 58-61.