Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине
METHOD FOR DETERMINING ACTUAL OIL SATURATION FACTOR IN WELL WHEN DEVELOPING OIL-BEARING FORMATION

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для непосредственного высокоточного определения коэффициента текущей нефтенасыщенности продуктивных пластов с высоким разрешением по толщине пластов как в обсаженных, так и в необсаженных скважинах, заполненных жидкостью, и может применяться при решении широкого спектра задач, связанных с разработкой, разведкой и добычей полезных ископаемых.
Предпосылки для создания изобретения
Анализ существующего уровня техники в данной области показал следующее.
Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов (Патент РФ №2248444, кл. Е21В 47/00), включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения, закачку индикаторной жидкости в поры пластов, проведение повторного гамма-каротажа, при этом закачку проводят до получения не изменяющихся показаний интенсивности гамма-излучений во всех пластах.
Данный способ применяется для определения только остаточной нефтенасыщенности и требует закачки в пласт радиоактивных изотопов и неоднократного проведения гамма-каротажа. Отличается сложностью технологического исполнения.
Существует способ определения нефтенасыщенных пластов (Патент РФ №2517730, кл. Е21В 47/00), по которому отбирают и исследуют керн, определяют по нему коэффициент нефтенасыщенности (Кн), проводят каротаж, определяют по каротажу Кн, определяют относительный коэффициент как отношение Кн по керну к Кн по каротажу и анализируют каротажные кривые скважин в терригенном разрезе продуктивного горизонта.
По данному способу требуется определить Кн и на образцах керна и по данным комплекса геофизических исследований, что усложняет проведение технологических операций. Способ применим только в открытом стволе и только для терригенных разрезов.
Коэффицент нефтенасыщенности пласта определяется обычно по результатам интерпретации диаграмм электрических методов каротажа скважин, которые проводятся в необсаженном стволе скважины. В процессе разработки, при заводнении нефтеносного пласта, коэффициент нефтенасыщенности уменьшается, а коэффициент водонасыщенности увеличивается. Для контроля изменения и определения текущих значений коэффициента нефтенасыщенности пласта могут проводиться геофизические исследования в единичных наблюдательных необсаженных скважинах или в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами (Стрельченко В.В. «Геофизические исследования скважин». Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - с. 316).
Однако количество таких скважин и определений бывает, как правило, недостаточным для подсчета остаточных запасов нефти или принятия эффективных геолого-технических решений.
Коэффициент нефтенасыщенности, используемый при подсчете запасов нефти объемным методом, определяется по формуле
н
где К - коэффициент нефтенасыщенности, % (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 136);
п.н
V - объем пор, заполненных нефтью;
п
V - объем пор.
Коэффицент нефтенасыщенности может определяться как для отдельного образца породы, так и в целом для продуктивного нефтеносного пласта (в дальнейшем пласта). Так как в нефтеносном пласте при пластовом давлении выше давления насыщения всегда содержится определенное количество остаточной воды, на весь срок разработки нефтеносного пласта остается верным соотношение
в
где К - коэффициент водонасыщенности пласта, указывающий на долю воды в поровом пространстве породы.
Задачей, на достижение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа определения коэффициента текущей нефтенасыщенности и выявление обводненных интервалов в обсаженной и необсаженной скважине с высокой точностью при непрерывном контроле как по толщине пласта, так и по времени при любом типе коллекторов.
Поставленная задача решается заявляемым методом определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине.
Предлагаемый метод включает использование для определения коэффициента текущей нефтенасыщенности пласта данных термометрического исследования в стационарной скважине, по результатам которого определяется геотермический градиент в пласте, по полученным данным глубинного теплового потока и геотермического градиента вычисляется текущая теплопроводность пласта, затем по проведенному исследованию и статистическим исследованиям корреляционной зависимости между теплопроводностью и нефтенасыщенностью - коэффициент текущей нефтенасыщенности пласта.
Для коэффициента нефтенасыщенности пласта характерна корреляционная связь с теплопроводностью породы. Например, характер такой зависимости для нефтенасыщенных песчаников имеет вид
где λ - теплопроводность породы, Вт/м⋅К.
Подобные зависимости для различных литотипов пород могут быть найдены путем статистического анализа данных по теплопроводности, которые могут быть получены по геотермии и нефтенасыщенности пород, определяемых по данным электрокаротажа в ранее пробуренных скважинах.
Теплопроводность зависит от множества минералого-петрографических особенностей породы - минерального состава, карбонатности, глинистости, пористости, плотности и других особенностей, которые, в отличие от коэффициента нефтенасыщенности, остаются неизменными в процессе заводнения. Так как теплопроводность воды выше теплопроводности нефти, то при увеличении содержания в породе (пласте) воды, т.е. с увеличением водонасыщенности и уменьшением коэффициента нефтенасыщенности происходит увеличение теплопроводности породы (пласта).
Теплопроводность может быть определена из соотношения
2
где Q - глубинный тепловой поток, Вт/м;
Г - геотермический градиент в пласте, °С/м.
2
При этом величина Q является постоянной, неизменной и известной для данной территории (региона) величиной, которую определяют по результатам высокоточных геотермических исследований, например, для Ромашкинского нефтяного месторождения составляет 0,042 Вт/м, (Липаев А.А., Шевченко Д.В., Чугунов В.А, Бурханов Р.Н. Геотепловое моделирование многослойных нефтяных пластов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2014. - с. 121).
Величина геотермического градиента характеризует увеличение температуры в пласте и вычисляется по результатам геотермии скважин по формуле
1
где Н - глубина кровли пласта;
2
Н - глубина подошвы пласта;
1
1
T - температура на кровле пласта на глубине Н;
2
2
Т - температура на подошве пласта на глубине Н;
ΔT - разница температур между точками измерения, например между кровлей и подошвой пласта;
ΔН - расстояние между точками замера.
Предложенное изобретение иллюстрируется графическими материалами, где изображены:
- на фиг. 1 установка в скважине термометра на каротажном кабеле, где показано положение термометра, спускаемого на каротажном кабеле для записи термограммы, характеризующей изменения температуры с глубиной;
- на фиг. 2 представлено положение стационарных термометров в скважине;
- на фиг. 3 установка оптических волоконных датчиков;
- на фиг. 4 термограмма остановленной скважины;
- на фиг. 5 термограмма скважины при незначительной толщине пласта, то есть в случае при ΔT меньше погрешности измерения датчиков;
- на фиг. 6 представлена таблица расчета толщин пласта при различных значениях нефтенасыщенности и геотермического градиента;
- на фиг. 7 представлена таблица расчета погрешности измерения температуры при различных значениях нефтенасыщенности и толщины пласта;
- на фиг. 8 термограмма скважины с обводнившимся интервалом.
Примеры осуществления метода определения коэффициента текущей
нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине поясняются фиг. 1, 2 и 3.
При установке в скважине термометра на каротажном кабеле (фиг. 1) показаны стенки скважины 1, цементный камень 2, обсадная колонна 3, кровля нефтеносного пласта 4, подошва нефтеносного пласта 5, статистический уровень жидкости в скважине 6, перфорационные каналы 7, каротажный кабель 8 и термометр 9.
Величина геотермического градиента определяется путем исследования скважины 1 с помощью термометров 9. При этом требуется приостановить работу скважины 1 на период, необходимый для восстановления естественного температурного режима скважины 1, пока вследствие теплообмена температуры скважины 1 и вмещающих ее пород не сравняются. Затем в скважину 1 спускается на каротажном кабеле 8 термометр 9 для записи термограммы, характеризующей изменение температуры с глубиной (фиг. 1).
Применяются также стационарные точечные (дискретные) термометры 9, например, определяющие температуру в месте установки. Точечные термометры 9 могут быть установлены в скважине 1 на глубине кровли 4 и подошвы 5 пласта. На фиг. 2 обозначен стационарный кабель 8, точечные термометры 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11.
Однако наиболее высокоточные термометрические определения могут быть достигнуты, если в скважине 1 используются стационарные оптические волоконные датчики 9, играющие роль одновременно и термометрических датчиков и каналов связи скважины 1 с устьем (фиг. 3), где показаны оптический волоконный кабель 8, оптический волоконный датчик 9, насосно-компрессорные трубы 10 и погружной насос 11. Оптические волоконные датчики (далее датчики) 9 позволяют получать во время всего срока эксплуатации скважины 1 непрерывные по времени и по стволу скважины 1 высокоточные (с погрешностью не более 0,1°С) температурные данные с заданной периодичностью сканирования (например, 1 мин или 1 с). Скважина 1 может быть оборудована оптическим волоконным датчиком 9 независимо от типа используемого погружного насоса 11.
Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть реализован следующим образом.
Для определения параметра ΔT используются замеры температуры в период длительной остановки скважины 1, или скважина 1 останавливается специально для восстановления ее температурного поля до температуры вмещающих скважину 1 пород, и только после этого снимаются значения ΔТ для расчета величины геотермического градиента (фиг. 4).
Из формулы 3 следует, что теплопроводность породы может быть вычислена по формуле
2
Рассчитаем соответствующую теоретическим значениям нефтенасыщенность (95, 60 и 40%) по формуле теплопроводности 6. Затем по известным величинам глубинного теплового потока, например 0,042 Вт/м, и теплопроводности по формуле 7 рассчитаем геотермический градиент. Зная погрешность измерения температуры современными датчиками 0,1°С (разница в температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта должна быть выше этой величины, чтобы была физическая возможность ее регистрации) рассчитаем по формуле 8 величину ΔН - минимальную толщину пласта, при которой может быть измерен геотермический градиент. Результаты расчетов приводятся в таблице на фиг. 6.
н
При анализе таблицы на фиг. 6 видно, что, если К пласта равен 95%, теплопроводность пласта достаточно высока и поэтому в пласте достаточно высокий геотермический градиент. В этом случае, даже в пласте с толщиной 0,4 м может быть зарегистрирована разница в пластовых температурах на кровле 4 и подошве 5 пласта.
н
При К 60% значение ΔТ может быть установлено только если пласт имеет толщину более 3,03 м.
н
При К 40% - более 4,55 м.
Метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине может быть использован для выявления обводнившегося интервала в пласте. Обводнившийся интервал характеризуется повышением теплопроводности и, следовательно, по формуле 7 снижением в нем величины геотермического градиента (фиг. 8).
В таблице на фиг. 7 приводятся расчеты необходимой погрешности измерения температуры, если известны толщина и нефтенасыщенность пласта по формуле
н
При анализе таблицы на фиг. 7 видно, что для пласта толщиной 10 м при значениях К в интервале значений 10-95% ΔТ всегда выше 0,1°С, т.е. имеется физическая возможность для ее измерения в скважине 1.
В тех же случаях, когда ΔТ в пласте не может быть измерено, например если эта величина оказывается меньше, чем погрешность измерения датчика 9, или если толщина пласта меньше минимально допустимой, датчики 9 могут быть установлены в стволе скважины 1 на значительном расстоянии друг от друга так, чтобы изменения в их температурах были существенны для их регистрации датчиками 9 (фиг. 5). Так как в интервале между датчиками 9 будет меняться теплопроводность только разрабатываемого пласта, любые изменения геотермического градиента в интервале будут свидетельствовать об изменении нефтенасыщенности пласта. В этом случае необходимо будет получить статистическую зависимость между теплопроводностью разрабатываемого пласта и величиной геотермического градиента в измеряемом интервале. Такая зависимость может быть получена путем статистической обработки результатов предыдущих термометрических измерений на месторождении.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является то, что на основе данной информации у отдела разработки и технологического отдела появляется возможность моделировать динамику выработки запасов углеводородов, осуществлять мониторинг и прогнозирование геолого-технических мероприятий по повышению добычи нефти, производить расчеты различных вариантов разработки продуктивных пластов и выбирать из них наиболее эффективные, что повысит рентабельность добычи нефти и увеличит нефтеотдачу пластов.
Применение данного метода особенно актуально как на этапе начальной разработки нового месторождения, так и на этапе заключительной стадии разработки, а также эффективно для подсчета остаточных запасов нефти, так как позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, что в свою очередь обеспечивает экономическую эффективность извлечения нефти.