СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ДЛЯ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА
METHOD FOR DETERMINING THE OIL RECOVERY COEFFICIENT FOR AN INHOMOGENEOUS RESERVOIR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для прогнозирования величины коэффициента извлечения нефти (КИН) для неоднородных пластов при наличии высокопроводящих пропластков.
Известна формула для расчета величины КИН (см. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ, Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ, -М., Гостоптехиздаст, 1957, стр.116-139):
в
охв
где коэффициент вытеснения нефти водой Котражает эффективность процесса вытеснения на микроуровне, а коэффициент охвата вытеснением K – эффективность процесса заводнения на макроуровне. Практика показывает, чем выше неоднородность коллектора, его анизотропия, тем меньше надежность оценок КИН.
-4
-4
Известен способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, описанный в патенте РФ 2504654. Данный способ обеспечивает повышение надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН) углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Способ включает лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи. Причем коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1×10 МПа/м и 1×10м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС. Определяют статистическую поровую гидродинамическую и энергетическую структуру горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывают как долю порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления среднестатистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки. Недостатком способа является использование лабораторных данных, не позволяющих с достаточной точностью определять ФЕС для неоднородных коллекторов.
Известен способ определения коэффициента охвата пласта фильтрацией, описанный в патенте РФ 2349736, включающий определение накопленной добычи нефти за счет фильтрации при естественном режиме работы пласта до заводнения пласта, за счет фильтрации при вытеснении нефти водой, за счет фильтрации при применении метода повышения нефтеотдачи пласта, определение коэффициента вытеснения нефти при заводнении пласта, определение коэффициентов извлечения нефти из следующей зависимости:
где η – конечный коэффициент извлечения нефти;
– составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме до начала вытеснения нефти водой;
– составляющая коэффициента извлечения, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта;
– составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения технологий повышения нефтеотдачи пластов.
Недостатком способа является невозможность учета наличия высокопроницаемых каналов фильтрации при расчете КИН.
Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении возможности определения величины КИН для реального эксплуатируемого неоднородного пласта, содержащего высокопроницаемые пропластки (каналы фильтрации).
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом осуществляют непрерывную закачку воды по меньшей мере в одну выбранную нагнетательную скважину. В процессе закачки проводят разовую закачку воды, меченной индикатором известной массы, в ту же нагнетательную скважину. После этого в течение 90-120 суток после закачки меченной индикатором воды отбирают пробы добываемого флюида с устья добывающих скважин, окружающих выбранную нагнетательную скважину. Для каждой добывающей скважины ежедневно определяют концентрацию индикатора в отобранной пробе, а также обводненность продукции и дебит воды каждой добывающей скважины. Определяют массу индикатора в каждой отобранной пробе и рассчитывают массу индикатора, прошедшую по высокопроницаемым каналам фильтрации в течение всего времени осуществления отбора проб, делят ее на всю массу закачанного индикатора.
2
Рассчитывают КИН по формуле y=100-1134/(x-109), где у – значение КИН, х – отношение массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации ко всей массе закачанного индикатора,  %.
Массу индикатора, прошедшую по высокопроницаемым каналам фильтрации в течение всего времени осуществления отбора проб, рассчитывают путем суммирования масс индикатора в каждой пробе.
Изобретение поясняется чертежами, где на Фиг.1 показанаусловная схема расположения нагнетательной и добывающих скважин на участке пласта с высокопроницаемыми пропластками, на Фиг.2 приведен график зависимости средней относительной суммарной массы извлеченного индикатора по девятнадцати скважинам от продолжительности исследований, на Фиг. 3 приведена зависимость значения КИН (ось y) от отношения массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации ко всей массе закачанного индикатора, % (ось х).
Предлагаемый способ позволяет рассчитать значения КИН, учитывающие неоднородность нефтяного пласта, содержащего высокопроницаемые пропластки.
Способ основан на закачке воды, меченной индикатором известной массы, в нагнетательную скважину и последующем контроле за продвижением индикатора, который осуществляют путем отбора проб добываемого флюида с устьев добывающих скважин, окружающих выбранную нагнетательную скважину.
Способ осуществляется следующим образом. На Фиг.1 приведена условная схема расположения нагнетательной 1 и добывающих 2, 3, 4 скважин на участке пласта с высокопроницаемыми каналами фильтрации – пропластками, имеющими более высокую проницаемость по сравнению с остальными. Осуществляют непрерывную закачку воды в нагнетательную скважину 1.
Проводят разовую закачку воды, меченной индикатором известной массы, в выбранную нагнетательную скважину 1 (Фиг.1). В качестве индикатора могут быть использованы, например, селитра аммиачная, фосфаты или роданиды согласно РД 39-0147428-235-89 «Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей». Грозный, СевКавНИПИнефть, 1989 г., п.3.3.
После подхода индикатора к добывающим скважинам 2 – 4 с устья каждой добывающей скважины один раз в сутки отбирают пробы добываемого флюида (там же, п.5.26.2).
В течение 90 – 120 дней после разовой закачки воды, меченной индикатором известной массы, осуществляют ежедневный отбор проб добываемого флюида с устья каждой из добывающих скважин 2 – 4, окружающих выбранную нагнетательную скважину 1.
Для каждой добывающей скважины 2 – 4 ежедневно определяют концентрацию индикатора в отобранной пробе (путем физико-химического анализа отобранных проб на содержание индикатора), а также обводненность путем определения процента воды в отобранной пробе, добываемого флюида, представляющего собой водонефтяную эмульсию.
Определяют также дебит воды каждой добывающей скважины в каждый день отбора пробы умножением полученной обводненности на дебит скважины, полученный из промысловых данных, и рассчитывают массу индикатора, прошедшую по высокопроницаемым каналам фильтрации, путем умножения концентрации индикатора в отобранной пробе на дебит воды суммарно за 90-120 суток.
2
Считая, что за это время индикатор фильтруется по высокопроницаемым каналам фильтрации, проводят расчет значения КИН по формуле y=100-1134/(x-109), где у – значение КИН, х – отношение массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации ко всей массе закачанного индикатора,  %.
Полученные результаты позволяют рассчитать значения КИН, учитывающие неоднородность нефтяного пласта. Определение КИН проводят для участка, заводнение которого зависит от этой конкретной нагнетательной скважины. Если проводить закачку нескольких индикаторов в разные нагнетательные скважины, то можно оценить КИН по большому участку месторождения или даже по всему месторождению (если скважины будут по всему месторождению).
Продолжительность исследований, т.е. время, в течение которого надо отбирать пробы с устья добывающих скважин, чтобы оценить всю массу индикатора, прошедшую по высокопроницаемым каналам фильтрации, определяют исходя из следующего расчета. Были взяты результаты реальных промысловых индикаторных исследований для 19 нагнетательных скважин. Продолжительность отборов проб составила 120 суток с начала закачки индикатора в пласт. Было проанализировано, как поступает индикатор в добывающие скважины за этот период (Фиг 2). По оси х отложено время t с начала поступления индикатора, сутки, а по оси у – среднее значение относительной суммарной массы M извлеченного индикатора по 19 скважинам, %. Как видно из Фиг. 2, за 85 суток было извлечено почти 90% индикатора, начиная с 90 суток прирост количества индикатора уменьшается. На основании этого продолжительность отбора проб в течение 90-120 суток является достаточной для уверенного отбора массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации.
2
Пример реализации способа. Было проведено моделирование разработки нефтяной залежи путем заводнения с помощью симулятора Eclipse. Была выбрана модель однородного пласта со средней проницаемостью 500 мДарси, текущая водонасыщенность 0.3, связанная вода 0.1. В результате через 7000 шагов был достигнут предельный КИН, равный 0.43. Затем в пласт был добавлен высокопроницаемый пропласток, объем и проницаемость которого изменялись в следующих пределах: объем высокопроницаемых каналов фильтрации составил от 0.5 до 15% от общего объема, а значения проницаемости изменялись от 1000 до 15000 мДарси. Длительность отбора проб составила 90 дней. Проведенное моделирование позволило установить, что при изменении значений проницаемости и относительного объема высокопроницаемых каналов фильтрации в указанных пределах значения КИН изменяются в пределах 100 – 93% от значения КИН для однородного пласта в соответствии с имеющейся гидродинамической модели пласта (или 100 – 40% абсолютных). Одновременно в процессе проведенного моделирования определялись параметры фильтрации индикаторов по высокопроницаемым пропласткам. Полученные результаты моделирования позволили сопоставить параметры, полученные в результате индикаторных исследований, с прогнозными значениями КИН. В качестве параметра индикаторных исследований было выбрано отношение массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации ко всей массе закачанного индикатора, % (см. Фиг.3). Полученные результаты были аппроксимированы зависимостью y=100-1134/(x-109), где у – значение КИН, х – отношение массы индикатора, прошедшей по высокопроницаемым каналам фильтрации ко всей массе закачанного индикатора, %. Точки на Фиг. 3 – результаты моделирования для разных вариантов, пунктирная кривая – аппроксимация.