СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
METHOD AND DEVICE FOR MONITORING PREPARATION AND EXPLOITATION OF OIL POOL

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, конкретно к оптимизации разработки залежей вязких и высоковязких нефтей на основе систематических промыслово-геофизических исследований пластовой продукции посредством импульсной методики и техники ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сильном магнитном поле [1].
Известны различные способы гидродинамических, геофизических и иных исследований пластовых флюидов (нефть, вода) в процессе разработки продуктивных пластов, среди которых выделяются прямые и косвенные методы изучения пластовой нефтенасыщенности [2].
Известны способы определения нефтенасыщенности пластов посредством экстрагирования свежеотобранного керна, однако они сложны, длительны и затратны, а результаты эпизодичны и приблизительны.
Известен способ определения содержания нефти и воды в образцах горных пород-коллекторов методом ЯМР, включающий оценку содержания поровой жидкости посредством сравнения амплитуд измеренных сигналов свободной индукции от последней и эталонной жидкостей, проведение электрохимической обработки образца и определение соотношения нефтяной и водной фаз обработанной жидкости по измеренной кривой протонной релаксации до и после введения в нее водорастворимых парамагнитных ионов. Ограничениями этого способа служат необходимость обработки, зависимость от литотипа породы и ограниченная точность раздельного определения нефти и воды в коллекторе [3].
Известны способы гидродинамических исследований скважин, к ограничениям которых относятся значительные затраты времени, средств и риски, связанные с длительной остановкой эксплуатационной скважины и прекращением добычи нефти, при относительно небольшом объеме промыслово-геологической информации. Применение для этой цели геофизических исследований скважин обычно ограничено, в частности, для импульсного нейтронного и углеродно-кислородного каротажа малой глубинностью и низкой точностью, а ядерно-магнитного каротажа необходимостью необсаженных скважин [2, 4].
Наиболее близким аналогом предлагаемого способа (прототипом) по методической сущности является способ определения вязкости поровой жидкости с использованием ядерно-магнитно-резонансного релаксометра, включающий измерение времени спин-решеточной релаксации и амплитуды сигнала ЯМР жидкости в свободном объеме [5].
Наиболее близким аналогом предлагаемого устройства (прототипом) по технической сущности является устройство для определения эффективной пористости горных пород на основе ЯМР, включающее блоки измерения и обработки амплитуд сигналов и времени релаксации от поровой жидкости, оценки и регистрации их эффективной емкости [6].
Цель настоящего изобретения - повышение информативности и эффективности непрерывного контроля за разработкой нефтяной залежи посредством систематических исследований пластовых флюидов импульсной методикой и техникой ЯМР в оперативном режиме нефтединамического мониторинга.
Поставленная цель достигается на основе нижеизложенных принципов и положений.
1. Нефтяная залежь представляет собой техноприродную систему с перманентно протекающими процессами и флюидами в пластах-коллекторах, где пластовая нефть является сложным раствором углеводородных (УВ) и других соединений разного состава и свойств.
2. Свойства и состав пластовых нефтей зависят от условий образования и разработки, что предопределяет их пространственную гетерогенность и временную изменчивость.
3. Сложность процессов, происходящих в разрабатываемой залежи, обусловливает необходимость непрерывного изучения и контроля извлечения пластовых нефтей на основе флюидодинамического мониторинга количества и качества извлекаемой продукции.
4. Добываемая продукция служит приоритетным донором-носителем информации о составе и свойствах пластовых нефтей, в особенности реологических, которые являются их интегральными показателями.
2
5. Для прямой и оперативной оценки состава и свойств пластовых флюидов при мониторинге нефтяной залежи эффективно использование петрофизических методик ядерно-магнитных исследований, реализующих эффект ЯМР, к особенностям которых относятся прямое детектирование водородосодержащих систем (УВ, HO) и чувствительность к подвижности нефти и воды, экспрессность и экономичность реализации.
6. Непосредственная зависимость амплитуды сигналов свободной индукции от объемного водородосодержания горных пород и флюидов при ЯМР позволяет оценить объем (количество) нефти и воды.
7. Прямая связь релаксационных ЯМР характеристик и подвижности водородосодержащих флюидов обусловливает возможность определения реологических, плотностных и других свойств и состава нефти.
8. Естественная гетерогенность и внутренние процессы нефтей предопределяют их структурную мультифазность и поликомпонентность релаксационных характеристик от них.
9. Для нефтединамического мониторинга разрабатываемой залежи используют синхронно отобранные и измеренные методикой и техникой ЯМР пробы нефти по ориентированным направлениям-профилям.
10. Полученные посредством ЯМР кривые спин-решеточной релаксации нефтяных проб обрабатывают компонентным анализом с выделением интегральных и компонентных значений их времени и водородосодержаний, а посредством полифазного анализа полученных спектров ЯМР выясняют групповой (фазовый) состав и гетерогенность пластовой нефти.
11. Устанавливают палеточные зависимости между реологическими свойствами и амплитудно-релаксационными характеристиками нефти, причем для оценки показателя текучести нефти используют зависимость интегрального времени ее спин-решеточной релаксации от этого показателя, а для определения мобильности - зависимость времени той же релаксации подвижной фазы нефти с учетом ее содержания.
12. Для установления объектовых закономерностей распределения общей подвижности пластовой нефти используют реограммы изменения определенных в процессе мониторинга показателей ее текучести по профилям, а посредством их сравнения выявляют приоритетные участки повышенных ее величин для текущей эксплуатации объектовых пластов.
13. При локализации прогнозных и перспективных блоков и зон дальнейшей эксплуатации разрабатываемых объектов сопоставляют реокарты выявленных участков повышенной текучести и мобильности нефти по их площади и толщине.
14. Для оптимизации теплового воздействия на нефтяные пласты локализованных площадок (зон) используют ЯМР спектрограммы термомониторинга состава нефтей в рабочем диапазоне температур (25-250°С).
15. При оценке объектовых коэффициентов нефтеизвлечения (КИП) применяют установленные связи с реологическими показателями пластовой нефти, в том числе текущего нефтеизвлечения - посредством палетки текучести, а конечного КИН - на основе палетки мобильности.
16. Для технической реализации поставленной цели основные операции нефтединамического мониторинга скважинной продукции проводятся посредством устройства на базе аппаратуры ЯМР автоматически в едином цикле.
17. В связи с этим в состав устройства дополнительно входят блок автонастройки 1 измерительного модуля 2, блок автообработки ЯМР характеристик 3 с узлами обработки амплитудных 3.1 и релаксационных 3.2 характеристик, блок определения реопоказателей 4 нефтей с узлами автооценки их текучести 4.1 и мобильности 4.2, блок спектрального анализа 5 нефтей с узлами построения их спектров 5.1 и анализа состава 5.2, блок термотестирования 6 с термоэлементом, датчиком и узлом анализа термограмм и блок нефтемоделирования 7 (фиг.1).
18. На этой основе устройство действует следующим образом: пробы отобранной нефти помещаются в датчик магнитной системы измерительного модуля 2, блоком настройки 1 проводится оптимизация условий и параметров последующего измерения ЯМР характеристик, которые затем обрабатываются блоком 3, после чего обработанные данные с его выхода последовательно поступают на входы блока 4, где определяются показатели текучести (мобильности) нефти, и блока 5 для построения и анализа ее спектров, а затем в блок 6 для термотестирования свойств этой нефти; в заключение блоком 7 на базе ПК строятся реопрофили, реокарты и нефтединамическая модель разрабатываемой залежи в целом.
Для достижения поставленной цели на основе указанных принципов и положений осуществляют системную последовательность операций, в том числе проводят систематический отбор наземных образцов пластовой продукции эксплуатационных скважин по ориентированным направлениям - профилям нефтяных пластов залежи, подготавливают отобранную продукцию посредством стандартной дегазации и сепарации с выделением ее нефтяной составляющей - пробы нефти, помещают каждую нефтяную пробу в измерительный контейнер, который устанавливают в датчик релаксометра ЯМР, измеряют с его помощью амплитудно-временные данные, посредством которых получают кривые зависимости спин-решеточной релаксации и спектры ЯМР нефти в пробе, оценивают интегральные и компонентные значения ее релаксационных характеристик, определяют по этим значениям с помощью предварительно установленной зависимости времени релаксации от реологических характеристик нефти величины показателей ее текучести и мобильности, строят по определенным реопоказателям нефтей и направлениям пласта реологические профили их текучести (мобильности), на основе которых проводят площадное реокартирование пластовых нефтей, локализуют приоритетные участки для текущей эксплуатации нефтяных пластов и перспективные зоны дальнейшей разработки, оценивают коэффициенты извлечения нефти (КИН) локализованных участков, в т.ч. по величине текучести участковой нефти определяют текущий КИН разрабатываемых пластов, а по величине ее мобильности - прогнозное нефтеизвлечение, причем для оптимизации разработки залежей вязких нефтей, например, тепловым воздействием используют спектрограммы ЯМР термомониторинга реосостава этих нефтей в рабочем диапазоне температур.
Полученные таким образом в процессе мониторинга систематические данные об изменении реологических и релаксационных характеристик добываемой нефти пластовой продукции и закономерностях их распределения во времени и пространстве продуктивных пластов (объектов) применяют для их нефтединамического моделирования, а совместно с промыслово-технологическими показателями - для системного контроля и эффективного управления разработкой нефтяной залежи в целом.
Отличительными особенностями изобретения являются:
а) систематическое использование для мониторинга разработки залежи заводнением или тепловым воздействием проб нефти, отобранных из эксплуатационных скважин по пространственным направлениям - профилям, в качестве источников геоинформации о пластовых флюидах;
б) оперативное применение методики и техники ЯМР в сильном магнитном поле, функционирующей в автоматическом режиме и едином цикле, для флюидного мониторинга нефтепродуктивных пластов;
в) системное использование полученных значений интегральных и фазовых характеристик спин-решеточной релаксации и спектров ЯМР пластовой нефти для изучения ее реологических свойств и состава;
г) установление рабочих зависимостей между релаксационными и реологическими характеристиками добываемой нефти и применение для оперативной оценки ее подвижности, в т.ч. текучести и подвижности;
д) выявление закономерностей распределения подвижности пластовой нефти посредством профильного и площадного мониторинга показателей ее текучести и мобильности;
е) локализация на этой основе приоритетных участков - для текущей эксплуатации нефтяных пластов, и перспективных зон - для дальнейшей разработки эксплуатационных объектов залежи;
ж) оптимизация теплового воздействия на разрабатываемые объекты (пласты) залежи вязкой нефти посредством термомониторинга ее фазового (группового) состава по спектрам ЯМР;
з) оценка текущего и конечного нефтеизвлечения разрабатываемых участков залежи на основе реопоказателей пластовой нефти и установленной связи между ними с учетом применяемого воздействия;
и) проведение интегрированного анализа результатов флюидного мониторинга для нефтединамического моделирования локализованных участков, объектов и залежи в целом.
На основе использования настоящего изобретения в режиме профильного и площадного мониторинга проведены систематические ЯМР исследования нефтей из залежей Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП. На фиг.2 представлена реокарта распределения мобильности нефти из скважин на опытном участке Х-й залежи (Зап. Сибирь), где скважины, добывающие нефть повышенного качества, находятся в основном в южном и восточном его секторах, а скважины, извлекающие нефти низкой подвижности, приурочены к западному сектору этого участка, где разработка перспективна лишь с применением теплового воздействия.
Промыслово-геологическая и технико-экономическая эффективность использования настоящего изобретения обеспечивается значительным повышением информативности, объективности и оперативности ЯМР, сокращением материальных и временных затрат, интенсификацией добычи нефти и увеличением конечного КИН на основе оптимизации системы разработки нефтяных залежей и месторождений в целом.
Литература
1. Руководство по определению свойств горных пород и насыщающих их флюидов импульсным ЯМР. РД 39-4-1070-84. М., 1985.
2. Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М.: Наука, 1993.
3. Авторское свидетельство СССР № 928290, БИ №18, 1982.
4. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. К.: КГУ, 1999.
5. Авт. св. СССР №1339440, кл. G01N 11/00, опубл. 23.09.1987.
6. Патент России №2301993, кл. G01N 24/08, опубл. 27.06.2007.