СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОБВОДНЕННОСТИ И СОСТАВА ПРИТОКА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
METHOD FOR DETERMINATION OF WATER CUT FACTOR AND COMPOSITION OF OIL WELL INFLUX

Предлагаемое изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики для повышения качества и надежности интерпретации данных каротажа.
н
оп
Стандартным методом для оценки текущего насыщения пластов в обсаженной скважине является импульсный нейтрон-гамма спектрометрический каротаж (ИНГК-С). Результатом обработки ИНГК-С является коэффициент текущей нефтенасыщенности К, показывающий, какую долю порового пространства занимает нефть [2, 3]. Учитывая, что разработка месторождений нефти предполагает, что часть углеводородов не будет извлечена из порового пространства, и данный коэффициент не позволяет оценить количество нефти в притоке, то становится актуальной задача оценки коэффициента обводненности притока К.
Задачей предложенного изобретения является повышение надежности определения коэффициента обводненности притока в комплексе ГИС в обсаженных скважинах, которая может быть решена с использованием данных ИНГК-С и данных о фазовой проницаемости пород.
н
во
но
Методика базируется на определении четырех компонентов флюидальной модели порового пространства (К - коэффициент текущей нефтенасыщенности, К - коэффициент остаточной воды, К - коэффициент остаточной нефти) с использованием данных открытого ствола и комплекса радиоактивных методов каротажа для оценки текущего нефтенасыщения. Предложенная система опирается на знание минерального состава пород и петрофизические связи, получаемые на керновом материале.
но
Знание минерального состава пород позволяет оценить количество связанной воды и рассчитать эффективную пористость, объем которой может быть заполнен подвижным флюидом, состоящим из нефти и/или воды. По данным ИНГК-С определяется коэффициент текущего насыщения, однако, этого недостаточно, чтобы разделить подвижную и неподвижную нефть. С целью решения этой задачи предлагается использовать данные электрометрии скважин открытого ствола (определение остаточной нефтенасыщенности К) и данные о фазовой проницаемости пород, для чего проводятся дополнительные исследования кернового материала.
Наиболее близким к предлагаемому способу является методика, описанная в [6], которая основывается на определении коэффициента текущей нефтенасыщенности.
Недостатком этого способа является то, что он не может быть применен для прогноза характера притока в условиях обсаженных скважин.
На устранение указанного недостатка и направленно настоящее изобретение.
н
в
в
н
гл
п
но
во
гл
п
оп
Предложенный способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (К). Согласно изобретению, предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют: текущую водонасыщенность (К), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде (
), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (n n), коэффициент глинистости (К), коэффициент пористости (К), петрофизические параметры (а, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенность (К), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения К=а*(К/К)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (К) по следующей формуле:
,
н
во
но
в
н
н
в
где К - коэффициент текущего нефтенасыщения, К - коэффициент остаточного водонасыщения, К - коэффициент остаточной нефтенасыщености,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде, n - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, n - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости µ - коэффициент динамической вязкости нефти, µ - коэффициент динамической вязкости воды, и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока.
Предложенное изобретение поясняется следующими иллюстрациями.
н
На рис.1 изображены зависимости относительных фазовых проницаемостей по воде и нефти от коэффициента водонасыщения. На рис.2 показана флюидальная модель пласта АВ1 и К. На рис.3 показано сопоставление данных об относительных дебитах по воде скважины полученными расчетным путем по предложенному способу с результатами промышленных исследований скважин.
Предложенный способ включает следующие шаги:
1 Определение коэффициента абсолютной и относительной фазовой проницаемостей
1.1 На основании анализа представительной коллекции керна, из коллекторов подготавливаются образцы для проведения исследований фазовой проницаемости [8]. Образцы должны охватывать весь диапазон проницаемости потенциальных коллекторов.
1.2 На подготовленной коллекции керна проводятся исследования фазовой проницаемости по нефти и воде при их двухфазной фильтрации [8].
прв
прн
в
1.3 По данным результатов исследований керна строятся зависимости коэффициентов относительной фазовой проницаемости по воде (К) и по нефти (К) от коэффициента текущей водонасыщенности К (рис.1).
в
н
1.4 Проведя аппроксимацию полученных зависимостей эмпирическими функциями (например, методом наименьших квадратов), предложенными в работе Molina [6] определяются параметры этих функций (n - экспоненциальное значение относительной водопроницаемости, n - экспоненциальное значение относительной нефтепроницаемости):
,
во
но
где К - коэффициент остаточной воды, К - коэффициент остаточной нефтенасыщености,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по нефти,
- коэффициент относительной фазовой проницаемости по воде.
1.5 В результате получаются усредненные экспоненциальное значения относительной водо- и нефтепроницаемости
и
. Проводится оценка стандартной ошибки
и
.
1.5.1 Если стандартная ошибка превышает некоторый порог, проводится разбиение данных на несколько групп.
2 Определение петрофизических параметров связи коэффициента остаточной воднасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости
во
п
гл
2.1 На коллекции керна (1.1) проводится измерения остаточной водонасыщенности (К), коэффициента поритстости (К) и коэффициента глинистости (К).
2.2 По полученным данным определяются петрофизические коэффициенты а и b для уравнения [1]:
во
гл
п
К=а*(К/К)+b.
3 Определение коэффициент пористости Кп по комплексу ГИС [4, 7].
4 Определение коэффициента остаточного нефтенасыщения коллекторов
Величина коэффициента остаточного нефтенасыщения определяется по удельному электрическому сопротивлению зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт.
4.1 Определение коэффициента нефтенасыщенности по электрометрии проводиться по следующей схеме:
зп
4.0.1. По комплексу электрометрических измерений в скважине определяется удельное электрическое сопротивление зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт ρ [7].
4.0.2. Рассчитывается коэффициент остаточной нефтенасыщенности с использованием следующего уравнения:
в
где ρ - это сопротивление пластовой воды. А, m, В, n - петрофизические параметры уравнений Арчи-Дахнова, применяемые для данных отложений.
5 Определение коэффициента остаточного водонасыщения коллекторов
во
5.1 Для расчета коэффициента остаточного водонасыщения K используется уравнение его связи с отношением объемной глинистости к открытой пористости:
во
гл
п
К=а*(К/К)+b,
гл
п
где а, b - петрофизические коэффициенты (п.2), К и К - коэффициент глинистости и пористости, соответственно, определяются, например, по данным ГИС (ГК и ПС [7]) или (СГК [4]).
6 Определение текущего нефтенасыщения коллекторов
н
Определение К по данным ИНГК-С может быть произведено по одной из существующих методик, например, по разложению спектров [4].
оп
7 Определение коэффициента обводненности притока К
,
н
в
где µ - коэффициент динамической вязкости нефти, µ - коэффициент динамической вязкости воды.
8 Определение ожидаемого состава притока
оп
Для определения ожидаемого состава притока строится кривая К от глубины, которая разделяется следующим образом [1] (см. рис.2):
8.1 Если Коп=0, то ожидаемый состав притока - «безводная нефть».
8.2 Если Коп>0 и Коп<0.5, то ожидаемый состав притока - «нефть с водой».
8.3 Если Коп>0.5 и Коп<1, то ожидаемый состав притока - «вода с нефтью».
8.2 Если Коп=1, то ожидаемый состав притока - «вода».
Для обоснования и опробования предложенной методики на предмет корректности прогноза характера насыщенности и притока из пластов-коллекторов АВ1, были сопоставлены данные по фильтрационно-емкостным свойствам песчаников, полученными по комплексной обработке и интерпретации данных ГИС, с результатами промышленных исследований скважин Самотлорского месторождения.
На рис.3 представлены результаты сравнения относительного дебита определенного по комплексу ГИС, включающему ИНГК-С, и полученного при испытании пласта АВ1. Из диаграммы видно, что относительные дебиты, предсказанные по комплексу ГИС, хорошо согласуются с реальными результатами испытаний. Расхождение по параметру относительного дебита не превышает 10%, что подтверждает корректность выбора предложенной комплексной методики для решения задачи оценки характера притока из пласта-коллектора по данным ГИС, включающим спектрометрический гамма и импульсный нейтрон-гамма каротажи.
Следует отметить, что для получения наиболее достоверных результатов при определении источника обводнения необходимо знать техническое состояние скважины: герметичность колонны выше интервалов перфорации и затрубную циркуляцию жидкости этих интервалов.
9 Список литературы
1. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизики исследований скважин. - Москва, 2001.
2. Венделыптейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов (при подсчете запасов и проектировании разработки месторождений). М., Недра, 1978.
3. В.И.Петерсилье, В.И.Пороскуна, Г.Г.Яценко. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. - 2003.
4. Калмыков Г.А. Методика определения минерально-компонентного состава терригенных пород в разрезах нефтегазовых скважин по данным комплекса ГИС, включающего спектрометрический ГК. Диссертация на соискание степени кандидата технических наук, М., ВНИИгеосистем, 2001.
5. Калмыков Г.А., Ревва М.Ю., Применение комплекса ГИС с включением спектрометрического гамма-каротажа для оценки емкостных свойств коллекторов // Сборник трудов научно-практической конференции ОЕАГО, «Выделение коллекторов, оценка их ФЭС и нефтегазонасыщенности по данным полевой и промысловой геофизики в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции» г.Тюмень, 12-13 октября 2004 г.
6. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении, М., 2001.
7. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учебное пособие для вузов М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007.
8. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при стационарной фильтрации. // Отраслевой стандарт Миннефтепрома. ОСТ 39-235-89. М.: Миннефтепром. 1989.
9. Методические рекомендации по применению ядернофизических методов ГИС, включающих углерод-кислородный каротаж для оценки нефте- - и газонасыщенности пород коллекторов в обсаженных скважинах. Под редакцией В.И. Петерсилье и Г.Г. Яценко. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2006.