СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ АНИЗОТРОПИИ ПРОНИЦАЕМОСТИ ГОРНЫХ ПОРОД
METHOD FOR DETERMINING ANISOTROPY PERMEABILITY OF ROCKS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа.
Анизотропия проницаемости является одним из ключевых факторов при построении геолого-гидродинамических моделей нефтяных и газовых залежей и обосновании технологий разработки. В предлагаемом способе под анизотропией проницаемости понимается различие коэффициентов проницаемости в вертикальной плоскости к горизонтальной.
x
z
x
z
Известен способ определения коэффициентов проницаемости вдоль координат ОХ и OZ, k и k соответственно, на основе лабораторных исследований керна (Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: «Недра», 1977, 287 с., с. 122-126). Согласно данному способу, из выбуренной керновой колонки высверливают минимально два керна - один вдоль, а другой поперек напластования. Каждый из образцов керна помещают в кернодержатель, прокачивают газ через него при разных расходах, что позволяет определить искомые значения k и k.
Недостатки известного способа определения анизотропии проницаемости следующие:
x
z
x
z
Известно, что данные исследования керна характеризуют проницаемости k и k в отдельной точке пласта. Определить k и k вдоль всего продуктивного разреза, как правило, не удается в связи с не стопроцентным выносом керна и трудоемкостью лабораторных экспериментов.
- Традиционная процедура указанных исследований керна основывается на прокачке газа через сухой керн. Реальные же пласты всегда характеризуются наличием остаточной водонасыщенности. Кроме того, проницаемость по газу, даже в случае учета остаточной водонасыщенности, не может применяться к нефтенасыщенному пласту.
th
Известен способ определения анизотропии проницаемости в скважинных условиях (Jackson R.R., Banerjee R. Application of reservoir simulation and history matching methods to MDT vertical interference testing and determination of permeability anisotropy. Paper presented at the 8 European Conference on the mathematics of oil recovery. Freiberg, Germany, 3-6 Sept., 2002). Согласно данному способу, в открытом стволе пласт пакером разбивают на две части, в нижней части производят отбор флюида в пробоотборник, а затем регистрируют кривую восстановления забойного давления, в верхней части фиксируют реакцию на выполненные операции. Производимые замеры расходов и давлений используют для определения анизотропии проницаемости.
Недостатки рассматриваемого способа, следующие:
- Емкость применяемого пробоотборника невелика, что не позволяет создавать требуемые ощутимые воздействия на пласт. В результате создаваемый импульс давления может не достичь регистрирующего манометра в верхней части пласта.
- В случае открытого ствола затруднительно говорить, из какого интервала нижней части пласта имел место приток флюида. Также затруднительно судить о том, какому интервалу верхней части пласта соответствует поступивший импульс давления вследствие отбора флюида.
x
z
Известен способ определения анизотропии проницаемости на основе исследования малых (стандартных) образцов керна (Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с., с. 78-81). Размер таких цилиндрических образцов обычно составляет около 3 см в длину и 3 см в диаметре. Согласно данному способу, из отобранной керновой колонны выпиливают вдоль и поперек напластования два образца керна. Затем осуществляют процедуры экстракции и сушки. После этого по очереди помещают их в кернодержатель и прокачивают через них газ при разных расходах с измерением перепада давления. По полученным данным определяют величины проницаемостей k и k.
Недостатки рассматриваемого способа, следующие:
x
z
x
z
- Исследования малых образцов керна характеризуют проницаемости k и k в отдельной точке пласта. По полученным данным затруднительно определить k и k вдоль всей длины какого-либо интервала продуктивного разреза, так как невозможно осуществить непрерывное выпиливание образцов по всей длине керновой колонны.
x
z
- Измеренные k и k относятся к разным, хотя и близко расположенным в исходной керновой колонне образцам. Поэтому различие получаемых оценок проницаемостей связано не только с анизотропией, но и с неоднородностью керновой колонны по ее длине.
Известен способ надежной оценки анизотропии проницаемости, основанный на выполнении комплекса геофизических исследований в скважинах после бурения (патент РФ №2374442).
Недостатком известного способа следует считать невозможность его применения на обсаженных и некоторое время эксплуатирующихся скважинах.
Известен способ определения показателей анизотропии пласта, при котором строят профиль скорости притока по контору исследуемой скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости (патент РФ №2039235).
Необходимость проведения специальных исследований, а также определенные граничные условия при моделировании теоретического профиля притока в некоторых случаях также ограничивают применение данного способа.
Известен способ определения анизотропии порового пространства и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне (патент РФ №2492447), согласно которому проводят исследование керна, для этого первоначально керновый материал экстрагируют и высушивают, из него изготавливают пластину толщиной 3-5 мм. Затем на закрепленную пластину на горизонтальной поверхности дозированно по каплям на центр пластины подают дистиллированную воду, а наличие анизотропии и направление главных осей анизотропии проницаемости определяют по форме образующегося на пластине мокрого пятна. Техническим результатом указанного известного изобретения является создание экспресс-метода установления латеральной анизотропии фильтрационно-емкостных свойств пористых сред и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне.
Недостатком этого известного способа является ограниченная область применения, а именно только для терригенных коллекторов, не осложненным трещинами и кавернами, что снижает его практическую ценность.
Наиболее близким того же назначения к заявленному способу по совокупности признаков является способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне (Recommended Practice for Core Analysis. API. RP 40, second edition, February 1998), включающий экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости. При этом горизонтальную проницаемость измеряют по двум направлениям: одно по направлению предполагаемой максимальной проницаемости (вдоль основного растрескивания), другое - под углом 90° от максимального. В указанном способе направление, параллельное плоскости напластования, определяется как горизонтальная проницаемость, перпендикулярное плоскости напластования - вертикальная проницаемость.
Однако и этот способ не лишен недостатков, а именно:
- значение предполагаемой максимальной горизонтальной фильтрации в породе может не соответствовать выбранному направлению, тем самым можно ошибочно предположить, что в случае равенства, полученных значений по результатам двух замеров, горизонтальная проницаемость является изотропной. В результате этого в дальнейшем может возникнуть ошибка при расчете анизотропии.
- сложно выявить минимальное и максимальное значения горизонтальной проницаемости ввиду недостаточной информативности о распределении потока фильтрации в образце при выполнении только двух замеров.
В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа достоверного определения анизотропии проницаемости, свободного от указанных недостатков.
Техническим результатом изобретения является повышение надежности и достоверности определения анизотропии проницаемости продуктивного пласта по данным гидродинамических исследований скважин.
заб
заб
заб
заб
заб
вс
заб
0,5
0,5
0,5
Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе определения анизотропии проницаемости горных пород, включающем проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости, согласно изобретению по данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах P(t)-lg(t)» и «P(t)-1/t», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Р(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «P(t)-1/t» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине (h), величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «P(t)-1/t», вычисляют общую толщину пласта (h) по формуле:
в
определяют вертикальную проницаемость (К) по формуле:
где m - пористость, д.ед.;
пл
Р - текущее пластовое давление, МПа;
μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.
в
определяют вертикальную пьезопроводность (α) по формуле:
г
определяют горизонтальная проницаемость (К) по формуле:
пл
в
г
где Q - дебит скважины перед остановкой на исследование,  Т - пластовая температура, K; по соотношению К/К определяют параметр анизотропии проницаемости (ν).
заб
заб
заб
На фиг. 1 представлен график зависимости забойного давления от логарифма времени «P(t)-lg(t)». Исходная кривая восстановления давления «P(t)-(t)» перестраивается в координатах «P(t)-lg(t)». Рассматривается конечная часть кривой восстановления давления - выделяется конечный участок и определяется уклон β.
заб
заб
заб
заб
0,5
0,5
На фиг. 2 показан график зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах «P(t)-1/t». Та же исходная кривая восстановления давления «P(t)-(t)» перестраивается в координатах «P(t)-1/t». Выделяется прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P(t)-lg(t)» и определяется уклон участка σ.
На фиг. 3 в таблице приведены результаты расчета показателя анизотропии для всех скважин объекта Бш Гагаринского месторождения.
Способ определения анизотропии проницаемости осуществляют следующим образом.
заб
1. По данным, полученным в процессе проведения гидродинамических исследований скважин (забойное давление и время) строят график зависимости забойного давления от логарифма времени «P(t)-lg(t)». На данной зависимости выделяют конечный прямолинейный участок и определяют его уклон (β).
заб
заб
0,5
2. Далее по тем же данным, полученным в процессе проведения гидродинамических исследований, строят второй график в координатах «P(t)-1/t». На данном графике выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P(t)-lg(t)». По выделенному участку определяют уклон (σ).
вс
заб
0,5
3. По известной работающей толщине (h), величинам β и σ, а также по координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «P(t)-1/t», вычисляют общую толщину пласта:
в
4. Далее определяют вертикальную проницаемость (К):
пл
где m - пористость, д.ед.; Р - текущее пластовое давление, МПа; μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.
в
5. По известному значению вертикальной проницаемости определяют вертикальную пьезопроводность (α):
г
6. Зная вертикальную пьезопроводность, определяют горизонтальную проницаемость (К):
пл
где Q - дебит скважины перед остановкой на исследование,  Т - пластовая температура, K.
в
г
7. Зная вертикальную (К) и горизонтальную (К) проницаемости определяют параметр анизотропии проницаемости (ν):
Пример реализации предлагаемого способа:
Определение параметра анизотропии на примере исследования скважины №405.
заб
1. Исходную кривую восстановления давления (КВД) перестраивали в координатах «P(t)-lg(t)» (фиг. 1). Рассматривали конечную часть КВД, выделяли конечный прямолинейный участок и определяли уклон β, для текущего примера β=6,0203 МПа/lg сек.
заб
заб
заб
0,5
0,5
-0,5
2. Также КВД строили в координатах «P(t)-1/t» (фиг. 2). На КВД, построенной в координатах «P(t)-1/t», выделяли прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P(t)-lg(t)» и определяли уклон участка с. В данном примере обозначен участок с параметрами: t=954540 с, σ=5430,7 МПа⋅c.
вс
заб
0,5
3. Зная вскрытую (работающую) толщину h, величины σ и β, и координаты последней точки прямой, построенной в координатах «P(t)-1/t» (на фиг. 2 - крайняя левая) определяли общую толщину пласта:
в
4. Вычисляли вертикальную проницаемость (К):
пл
где m - пористость, д.ед.; Р - текущее пластовое давление, МПа; μ - вязкость флюида в условиях пласта, мПа⋅с.
5. Вычислив вертикальную проницаемость, рассчитывали вертикальную пьезопроводность:
г
6. Зная значение вертикальной пьезопроводности, вычисляли горизонтальную проницаемость (К):
пл
где Q - дебит скважины перед исследованием,  Т - пластовая температура, K.
7. Находили параметр анизотропии:
Определяли параметр анизотропии проницаемости для всех скважин объекта, результаты представлены в таблице.
Анализ представленных в таблице данных позволяет сделать вывод о том, что значения показателя анизотропии изменяются в широком диапазоне. На некоторых участках залежи вертикальная проницаемость превалирует над горизонтальной, что, несомненно, необходимо учитывать при геолого-гидродинамическом моделировании, прогнозировании и мониторинге разработки нефтяных и газовых залежей.
Таким образом, заявляемый способ позволяет оперативно, достоверно и надежно выполнять расчеты по определению вертикальной и горизонтальной проницаемостей, а также показателя анизотропии проницаемости без проведения специальных, порой дорогостоящих исследований, в рамках регулярных гидродинамических исследований методом восстановления давления.