способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей

Формула изобретения

Способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей, включающий проведение промысловых гидродинамических исследований скважины и геофизических измерений, отличающийся тем, что для исследования выбирают вышедшую из бурения или ранее использовавшуюся для добычи нефти нагнетательную скважину с вертикальным или наклонно-направленным стволом, вскрывающую пласт от кровли до подошвы; перед началом закачки в скважине проводят геофизические исследования с целью определения начального профиля распределения коэффициента нефтенасыщенности; в скважину начинают закачивать рабочий агент; в разные моменты времени осуществляют замеры забойного давления, профиля приемистости рабочего агента по разрезу пласта, а также профиля распределения коэффициента водонасыщенности; замеры прекращают на n-м этапе, когда профили коэффициента водонасыщенности повторяют замеренные профили на (n-1)-м этапе; по результатам указанного мониторинга определяют коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом, а также функции относительных фазовых проницаемостей для каждого характерного интервала разреза пласта.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению достоверности определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом.

Известно, что относительные фазовые проницаемости (ОФП) являются сердцевиной любой 3D гидродинамической модели продуктивного пласта. Важность их в том, что они предопределяют будущую величину коэффициента вытеснения K_выт нефти рабочим агентом, закладываемую в 3D гидродинамическую модель пласта. Известен способ лабораторного определения K_выт и ОФП на кернах [Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Пер. с англ. - М.: Гостоптехиздат, 1962. - с.173-175].

Он включает, например, следующие операции.

Образец керна (далее - просто керн), добытого из скважины, подвергают экстракции, высушивают и определяют его массу m ₁.

Керн под вакуумом насыщают водой. На основе взвешивания определяют новую массу m₂.

Воду из керна вытесняют нефтью. После установившегося состояния керн вновь взвешивают и определяют массу m₃ . Знание величин m₁, m₂, m₃ позволяет, в том числе, вычислить коэффициент остаточной водонасыщенности S_{в ост}.

Величину. S_{в ост} также могут определять методом центрифугирования.

Нефть из керна вытесняют рабочим агентом (водой, газом, щелочью). По достижении установившегося состояния керн взвешивают и находят массу m₄. В результате удается найти значение коэффициента остаточной нефтенасыщенности S_{н ост}.

Искомую величину K_выт находят по формуле

Для определения зависимостей ОФП для нефти и рабочего агента от коэффициентов насыщенности аналогичный эксперимент проводят в несколько этапов. На каждом этапе на вход образца (или составной керновой модели) подают нефть и рабочий агент в определенном соотношении. По достижении установившегося состояния измеряют расходы флюидов, перепад давления и насыщенность исследуемого образца. С использованием обобщенного закона Дарси определяют (относительные) фазовые проницаемости нефти и вытесняющего агента при текущих значениях их коэффициентов насыщенности. Далее переходят к следующему этапу эксперимента с другим соотношением флюидов в подаваемой смеси.

Недостатками традиционного способа определения K_выт и ОФП являются следующие.

Во-первых, при операциях бурения скважины, подъема и транспортировки керна, экстрагирования искажаются поверхностные свойства скелета перового пространства керна. Во-вторых, имеет место так называемый масштабный фактор. Он состоит в том, что K_выт, определенный на керне малого размера, строго говоря, нельзя переносить на реальный пласт.

Несмотря на это, за неимением лучшего, именно так поступают при современной методологии получения исходной информации о пласте.

Известен способ определения относительных фазовых проницаемостей, а значит, и коэффициента K_выт по данным исследования скважин [Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.].

Согласно данному способу в призабойной зоне скважины создают разнонаправленные фильтрационные потоки нефти и воды. При этом замеряют динамику дебитов нефти, воды, забойного давления и осуществляют два-три геофизических исследований с целью определения текущих значений коэффициента водонасыщенности S_в.

Недостатками рассматриваемого способа являются следующие.

Технология реализации способа довольна сложна. Ибо требуются надежные способы определения обводненности добываемой продукции, дебитов по нефти, воде.

Проведению геофизических исследований может мешать наличие на забое глубинного насоса.

Методика интерпретации результатов исследования скважины рассчитана на то, что пласт довольно однороден по разрезу.

Целью предлагаемого изобретения является обоснование способа повышения достоверности определения K_выт и ОФП не в одной точке, а по всему разрезу пласта при более простой технологии исследования скважины.

Предлагаемое изобретение не только разрешает отмеченные недостатки известных способов определения ОФП, а значит, и коэффициентов K_выт. Оно направлено также на учет следующего важного обстоятельства, установленного в последнее время на основе лабораторных исследований вытеснения нефти разными агентами из моделей пласта различной длины [Николаев В.А., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Эксперименты по вытеснению вязких нефтей различными рабочими агентами. // Газовая промышленность, № 10, 2010, с.33-36].

Из результатов данных экспериментов явно видно, что K_выт, продолжает возрастать по мере продолжающейся промывки порового объема образца (элемента пласта) рабочим агентом, а не выходит на константу после промывки нескольких (двух-трех) поровых объемов, как принято считать. Положение о постоянстве K_выт принято в теории и практике разработки нефтяных месторождений, включая физику пласта. Следовательно, теперь любой предлагаемый способ достоверного определения K _выт должен учитывать, что K_выт зависит от объема прокачки рабочего агента в каждом элементарном объеме пласта, вплоть до достижения его истинного предельного значения. То есть необходимо учитывать факт многократной промывки порового пространства каждого элементарного объема пласта по мере продвижения все новых порций закачиваемого агента от нагнетательной скважины. Кроме того, о достоверности определения K_выт можно говорить, если данный коэффициент находится для пласта и в его термобарических условиях.

Достижение поставленной цели обеспечивается тем, что предлагаемый способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей включает проведение промысловых гидродинамических исследований скважины и геофизических измерений, отличается тем, что для исследования выбирают вышедшую из бурения или ранее использовавшуюся для добычи нефти нагнетательную скважину с вертикальным или наклонно-направленным стволом, вскрывающую пласт от кровли до подошвы. Первоначально в скважине проводят геофизические исследования с целью определения начального профиля распределения коэффициента нефтенасыщенности по стволу; в скважину начинают закачивать рабочий агент. В разные моменты времени осуществляют замеры забойного давления, профиля приемистости рабочего агента по разрезу пласта, а также профиля распределения коэффициента нефтенасыщенности; замеры прекращают на n-м этапе, когда профиль коэффициента нефтенасыщенности повторяет замеренный профиль на (n-1)-м этапе. По результатам указанного мониторинга определяют коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом, а также функции относительных фазовых проницаемостей для каждого характерного интервала разреза пласта.

Способ реализуют следующим образом.

Способ реализуют на скважине, вышедшей из бурения или ранее использовавшейся для добычи нефти, и подготовленной для закачки рабочего агента. Скважина может быть вертикальной или наклонно-направленной.

На вышедшей из бурения скважине в открытом стволе проводят стандартный комплекс геофизических и гидродинамических исследований и определяют параметры пласта, включая начальное распределение коэффициента нефтенасыщенности, вдоль всего вскрытого разреза.

Перед проведением дальнейших этапов исследований скважина может быть обсажена. В этом случае заканчивание, перфорацию и освоение скважины проводят по традиционным технологиям. Включая спуск, до или после освоения, насосно-компрессорных труб (НКТ) до кровли пласта. Также скважина может быть обсаженной, если она ранее эксплуатировалась для добычи нефти.

В обсаженной скважине в процессе дальнейшего исследования применяются геофизические методы контроля динамики текущего насыщения пласта, применимые в обсаженных скважинах (например, метод импульсного нейтрон-нейтронного каротажа с закачкой солевого раствора или другие методы с использованием меченых агентов нагнетания).

Альтернативный подход состоит в реализации всех этапов исследования в открытом стволе. В этом случае для контроля динамики текущего насыщения применимы различные методы, включая разновидности метода электрических сопротивлений пласта.

В скважину начинают закачивать рабочий агент.

Предусматривают, что предстоящий мониторинг за процессом закачки будет включать несколько этапов по времени.

На каждом этапе на основе геофизических исследований определяют текущее распределение коэффициента нефтенасыщенности вдоль вскрытого разреза, профили приемистости рабочего агента и температуры вдоль всего разреза.

На протяжении всех этапов изменение забойного давления постоянно регистрируют одним или несколькими высокоточными манометрами, по возможности размещаемыми на различных высотных отметках в пределах интервала вскрытия пласта.

Комплекс геофизических исследований заканчивается на n-м этапе, когда профиль нефтенасыщенности на n-м этапе совпадает с профилем нефтенасыщенности на предыдущем (n-1-м) этапе.

Особенности интерпретации результатов мониторинга процесса закачки рабочего агента в нагнетательную скважину состоят в следующем.

По результатам геофизических исследований до начала закачки агента определяют значение коэффициента нефтенасыщенности в каждом i-м характерном интервале пласта . Под характерным интервалом пласта понимается литологически однородный прослой, в пределах которого имеют место стабильные значения определяемых по геофизическим данным параметров, включая величину коэффициента начальной нефтенасыщенности .

Проинтерпретированный по результатам ГИС профиль коэффициента нефтенасыщенности на n-м этапе геофизических замеров позволяет определить истинные предельные значения коэффициента вытеснения в каждом i-м характерном интервале (прослое) по следующей формуле

Здесь - коэффициент остаточной нефтенасыщенности в i-м прослое на конец n-го этапа исследований.

Полученные таким образом оценки соответствуют искомым величинам согласно определению (1) для интервалов, нефтенасыщенность которых на начало исследования соответствовала ее максимальному значению . Однако сами величины могут использоваться как значения остаточной нефтенасыщенности для задания кривых ОФП для всех исследованных интервалов.

Известно, что для функций ОФП наиболее важными являются граничные значения коэффициентов водо- и нефтенасыщенности и . Тогда форму функций ОФП для нефти и рабочего агента определяют либо на основе адаптационных расчетов, либо на основе алгоритма решения обратной задачи с учетом всей замеренной в процессе исследования фактической информации с использованием методов теории оптимального управления [Закиров, Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Грааль, 2001, 303 с.].

Пример реализации способа

Идея и алгоритм реализации предполагаемого изобретения построены на использовании известных и широко апробированных методов геофизических исследований скважин на каждом i-м этапе. Поэтому представляется, что предлагаемое изобретение не нуждается в конкретных доказательных промысловых экспериментах.

Таким образом, предлагаемое изобретение впервые позволяет определять коэффициенты K_выт и функции ОФП для нефти и рабочего агента в пластовых условиях во всех характерных интервалах пласта, при учете степени промывки элементарных объемов пласта и при исключении масштабного фактора. В результате появляется возможность для построения достоверных 3D гидродинамических моделей пластов и обоснования адекватных технологий разработки и соответствующих технологических решений.

Важность заявленного изобретения для теории и практики разработки залежей нефти также заключается в следующем.

Довольно распространенной в теории и практике нефтедобычи является формула акад. А.П.Крылова для КИН

В настоящие время величину КИН определяют по результатам 3D компьютерного моделирования или фактическим данным разработки. Тогда в формулу (3) подставляют лабораторно определенный коэффициент K_выт и из нее находят K _охв. Как отмечалось, по данным лабораторных экспериментов K_выт оказывается заниженным из-за неучета масштабного фактора.

Значит, вычисленная из (3) величина K _охв оказывается завышенной. То есть зачастую недооценивается необходимость в увеличении K_охв, а значит, и величины КИН за счет, например, уплотняющего бурения скважин.