Способ определения текущей нефтенасыщенности разрабатываемого пласта в работающих интервалах скважины с последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности
METHOD FOR DETERMINATION OF CURRENT OIL SATURATION OF DEVELOPED RESERVOIR IN WORKING INTERVALS OF WELL WITH SUBSEQUENT RECOVERY OF FIELD OF CURRENT OIL SATURATION

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к определению текущей нефтенасыщенности.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта определяется обычно по результатам интерпретации диаграмм электрических методов каротажа скважин, которые проводятся в не обсаженном 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 не обсаженных скважинах или в скважинах, обсаженных стеклопластиковыми трубами [Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин /Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнес центр». - 2008. – 316 с.].
Однако количество таких скважин и определений бывает, как правило, недостаточным для подсчета остаточных запасов нефти или принятия эффективных геолого-технических решений.
Известен метод определения коэффициента текущей нефтенасыщенности разрабатываемого нефтеносного пласта в скважине [RU 2632800 С2, МПК Е21В47/04, опубл. 2017], включающий 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.
Основным недостатком данного способа, является необходимость остановки скважины, а также проведения дополнительных исследований, что обуславливает потери добычи нефти.
Известен способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по обводненности продукции [RU 2061220 С1, МПК G01N 15/08, опубл. 1995], включающий определение текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по виду зависимостей текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции зависимости строят, предварительно определив проницаемость, пористость, мощность, насыщенность связанной водой и конечную нефтенасыщенность каждого пропластка исходя из представлений о поршневом характере вытеснения нефти.
Основным недостатком данного метода является необходимость наличия значительного объема стандартных и специальных исследований керна.
Раскрытие изобретения
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является выявление зон локализации остаточных запасов нефти, путем восстановления поля текущей нефтенасыщенности и определения зон ее максимальных значений, что позволит эффективно планировать мероприятия, направленные на доизвлечение остаточных запасов нефти.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении коэффициента извлечения нефти за счет восстановления поля текущей нефтенасыщенности, что позволит повысить вероятность успешного выполнения мероприятий, направленных на максимальное вовлечение запасов нефти в разработку.
Указанный технический результат достигается тем, что способ построения поля текущей нефтенасыщенности, включает нахождение текущей насыщенности нефтью в работающих интервалах скважины, на основе данных накопленной добычи жидкости, текущей доли нефти в добываемой продукции, а также данных о нефте- и водонасыщенности, удерживаемой капиллярными силами, в том числе с распределением текущей насыщенности нефтью по пропласткам в скважине на основе проницаемости и толщины пропластков, и последующим восстановлением поля текущей нефтенасыщенности по площади разрабатываемого участка, путем интерполяции между парами скважин: добывающая- добывающая, добывающая – нагнетательная, нагнетательная - нагнетательная, и между скважинами и контуром нефтеносности (контур ВНК).
Способ поясняется следующими иллюстративными материалами:
на фиг.1 показана зависимость логарифма накопленной добычи жидкости от логарифма доли нефти в добываемой продукции;
на фиг.2 - зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости, с выделением участков для определения параметра А, характеризующего скорость обводнения скважины;
на фиг. 3 – проиллюстрирован дискретный способ определения работающих интервалов, с использованием «пороговой вероятности» подключения пропластка, где черным показана статистическая зависимость вероятности подключения пропластков, сплошной красной линией – пороговое значение вероятности подключения пропластков по ПГИС, красной пунктирной линией – соответствующее ему значение вероятности подключения пропластков по коллекторским свойствам;
на фиг. 4 - проиллюстрирован непрерывный способ определения работающих интервалов, с использованием вероятности подключения пропластка, где черным показана статистическая зависимость вероятности подключения пропластков;
на фиг. 5 – пример карты текущей нефтенасыщенности, построенной по предлагаемому способу, цифрами показаны добывающие, нагнетательные скважины, зоны локализации остаточных запасов нефти выделены согласно шкале.
Способ осуществляют путем выполнения следующих последовательных действий:
1. Определение значения параметра А, характеризующего скорость обводнения скважины
2. Определение коэффициента заводнения при прорыве воды к добывающим скважинам
3. Определения значения текущей насыщенности подвижной нефтью
4. Определение среднего по каждому пропластку значения текущей насыщенности подвижной нефтью
5. Определение среднего по разрезу значения текущей насыщенности подвижной нефтью с учетом коэффициента охвата
6. Интерполяция значений текущей насыщенности подвижной нефтью между скважинами
7. Переход от текущего значения насыщенности подвижной нефтью к текущей нефтенасыщенности.
Определение значения параметра, характеризующего скорость обводнения
Первый этап расчетов – определение значения параметра, характеризующего скорость обводнения скважины. Для этого строится зависимость логарифма накопленной жидкости  от логарифма доли нефти , где  – обводненность, д.ед. (фиг.1). На зависимости строится линейный тренд (начало и конец тренда можно выбирать, перемещая линии «начало» и «конец» построения). По поведению линии тренда (углу наклона к оси абсцисс) пользователь определяет с какой обводненности начинать расчет параметра А, характеризующего скорость обводнения. Обводненность начала и завершения расчета параметра А задается пользователем вручную (по умолчанию принимается 60% и последнее значение в блоке динамики соответственно). Далее выбранный участок (с обводненностью выше, чем обводненность начала построения, выбранная пользователем) разбивается на три равных участка (фиг.2). Из каждого участка выбирается по точке (с наибольшим значением и далее к наименьшему), после чего параметр А рассчитывается из уравнения (1)
где
Q
н
-значение накопленной добычи нефти, тыс.т;
Q
ж
– значение накопленной добычи жидкости, тыс.т.
Значения накопленной добычи нефти и жидкости получают путем суммирования параметров по каждой скважине за весь период работы.
Производят серию расчетов до тех пор, пока относительная погрешность параметра А не достигнет значения, меньшего чем задано пользователем (по умолчанию 0,001 д.ед).
В случае, когда значение обводненности не достигло начального значения для расчета параметра А, ему присваивают среднее из всех рассчитанных параметров.
Определение коэффициента заводнения при прорыве воды к добывающим скважинам
Далее для определения значения насыщенности подвижной нефтью определяется коэффициент заводнения при прорыве воды к добывающим скважинам (2)
Предполагается создание карты динамики, при этом параметры А и D, рассчитываются один раз и далее принимаются константами.
Определения значения насыщенности подвижной нефтью
Определение текущего значения насыщенности подвижной нефтью в работающей части разреза осуществляют по формуле (3)
где  - доля подвижной жидкости.
S
он
– остаточная нефтенасыщенность, д.ед.
S
ов
– остаточная водонасыщенность, д.ед.
f
н
– текущее значение доли нефти в потоке;
D
– коэффициент заводнения при прорыве воды к добывающим скважинам.
Определение среднего по каждому пропластку значения текущей насыщенности подвижной нефтью
Для получения среднего в целом по разрезу значения текущей насыщенности подвижной нефтью необходимо распределить полученное значение по работающим интервалам перфорации, определить насыщенность подвижной нефтью в неработающих/неперфорированных интервалах.
Основой для расчета коэффициента охвата в данной работе являются результаты ПГИС и данные перфорации скважин. Интервал считается работающим только в том случае, если он вскрыт на основе данных о перфорации, работает на основе данных ПГИС.
Возможно два варианта получения среднего по разрезу значения текущей насыщенности подвижной нефтью: дискретный или непрерывный.
Дискретный способ определения работающих пропластков
Для определения работающих пропластков на основе скважин, в которых известны результаты проведения ПГИС, рассчитывается вероятность подключения пропластков в соседних скважинах на основе их проницаемости, либо проводимости, либо толщины по следующему алгоритму:
1. Формируют выборку значений проницаемости, либо проводимости, либо толщины пропластков по скважинам, в которых известны результаты проведения ПГИС;
2. Осуществляют расчет вероятности подключения пропластков по коллекторским свойствам согласно формуле (4) (для скважин с известными результатами ПГИС)
где
ri
N – значение одного из выбранных параметров (проницаемость, либо проводимость, либо толщина пропластка) в пропластке;
max
N – максимальное значение одного из выбранных параметров (проницаемость, либо проводимость, либо толщина пропластка) в скважине среди перфорированных интервалов;
3. Формируют зависимость вида f(x) = С*ln(x)+E, (фиг.3)
где
f(x) – вероятность подключения пропластка по ПГИС
х – вероятность подключения пропластка по коллекторским свойствам
С, E – настроечные коэффициенты.
“Пороговая” вероятность подключения пропластка рассчитывается как среднее арифметическое всех вероятностей подключения пропластка по ПГИС, либо задается пользователем вручную.
4. На основе зависимости и «порогового» значения вероятности подключения пропластка, по зависимости из пункта 3 определяют «пороговое» значение вероятности подключения пропластка по коллекторским свойствам (проницаемость либо проводимость, либо толщина пропластка);
5. В скважинах без ПГИС, на основе полученного нормированного «порогового» параметра выделяют работающие и неработающие пропластки;
6. Значение текущей насыщенности подвижной нефтью по работающим интервалам распределяется обратно пропорционально проницаемости, при этом взвешивается на поровый объем (5):
где
н.п
K – текущая насыщенность подвижной нефтью (Zi);
н.п.н
нн
но
но
нн
K – начальная насыщенность подвижной нефтью (К – К, где К - остаточная нефтенасыщенность, а К берется с исходных данных РИГИС – результаты интерпретации геофизических исследований);
пр
K – коэффициент проницаемости;
h
i
– толщина дренируемой части пропластка (h полное пропластка *Pri), м;
m
i
– пористость пропластка, д.ед.
Значение текущей насыщенности подвижной нефтью в неработающих пропластках принимается начальным.
Непрерывный способ определения работающих пропластков:
1. Формируют выборку значений проницаемости/проводимости/толщины пропластков по скважинам, в которых известны результаты проведения ПГИС.
2. Осуществляют расчет вероятности подключения пропластков по формуле (4).
3. Формируют зависимость вида f(x) = С*ln(x)+E,
4. На основе полученной в третьем пункте определяется вероятность подключения для каждого пропластка в скважинах без ПГИС. Вероятность подключения является коэффициентом охвата каждого из пропластков и показывает, какая часть пропластка охвачена фильтрацией, на основе этого осуществляется следующий шаг алгоритма.
5. Среднее значение текущей насыщенности подвижной нефти в каждом пропластке определяют как средневзвешенное текущей насыщенности подвижной нефти полученной по формуле (5) и начального значения текущей насыщенности подвижной нефтью (6);
Определение среднего по разрезу значения насыщенности подвижной нефтью с учетом коэффициента охвата
Среднее по разрезу значение текущей насыщенности подвижной нефтью определяется как средневзвешенное на поровый объем (7)
где
h
i
i
– толщина -го пропластка;
m
i
i
– пористость -го пропластка;
z
i
i
- насыщенность подвижной нефтью -го пропластка.
В обоих вариантах предполагается использование данных ПГИС. Пользователь может выбирать, по какому принципу будет определяться работающий интервал: по литологии или по ФЕС (по умолчанию по литологии). Определение по ФЕС – интервалы РИГИС имеют равные значения пористости. Определение по литологии – интервалы РИГИС имеют одинаковые значения литологии.
Интерполяция значений текущей насыщенности подвижной нефтью между скважинами
Нагнетательная – Добывающая
Распространение текущего значения насыщенности подвижной нефтью предлагается осуществлять в соответствии с функцией (8):
z
l
x
– значение насыщенности подвижной нефтью на расстояние  от нагнетательной скважины, д.ед.;
z
i
i
– значение насыщенности подвижной нефтью в -й скважине, д.ед.;
L
– расстояние между скважинами, м;
l
i
– расстояние от -той скважины до промежуточной точки между скважинами, м;Интерполяция осуществляется по линиям тока, либо, по кратчайшему расстоянию между скважинами.
Добывающая
Добывающая
–
В этом случае предполагается применение модели фиктивной трубки тока переменной длины, которая вычисляется по формуле (9):
где
L
–
x
длина фиктивной трубки тока, м;
Распределение текущей насыщенности подвижной нефтью между добывающими скважинами (10):
где
l
i
– расстояние от -той скважины до промежуточной точки между скважинами, м;
z
x
– значение текущей насыщенности подвижной нефтью на расстоянии, д.ед.
Для каждой подобной пары составляется линейная комбинация из двух уравнений.
Значение насыщенности подвижной нефтью определяется как средневзвешенное на расстояние значений, полученных при решении каждого из уравнений.
Нагнетательная – Нагнетательная
Для определения текущей нефтенасыщенности между нагнетательными скважинами предлагается на половине расстояния между скважинами принимать насыщенность подвижной нефтью равной начальной (или на последнюю дату расчета).
Далее осуществляют интерполяция между скважиной и половиной расстояния между скважинами по формуле (8)
Добывающая – Контур ВНК
По аналогии с предыдущим случаем на середине расстояния между контуром ВНК и добывающей скважиной насыщенность подвижной нефтью принимается начальной (или на последнюю дату расчета). Далее от контура ВНК до середины вышеуказанного расстояния значение насыщенности подвижной нефтью принимается начальным. На участке от скважины до середины расстояния между скважиной и контуром ВНК значение насыщенности подвижной нефтью интерполируется по формуле(10).
Нагнетательная – Контур ВНК
В этом случае также определяется середина расстояния между скважиной и контуром ВНК и насыщенность подвижной нефтью в этой точке принимается начальной (или на последнюю дату расчета). Далее от контура ВНК до середины вышеуказанного расстояния значение насыщенности подвижной нефтью принимается начальным. На участке от скважины до середины расстояния между скважиной и контуром ВНК значение насыщенности подвижной нефтью интерполируется по формуле (8).
Так как предлагаемый способ оперирует значениями текущей подвижной насыщенности нефтью, для восстановления поля текущей нефтенасыщенности необходимо прибавить к рассчитанным значениям остаточную нефтенасыщенность.
Пример карты текущей нефтенасыщенности, полученной заявляемым способом, приведен на фиг.5.
Пример конкретного выполнения действий заявляемого способа
Для примера рассматривается участок пласта, разбуренный 14 скважинами, в том числе 11 добывающими и 3 нагнетательными. В процессе бурения скважин проводился комплекс ГИС, по результатам которого определены фильтрационно-емкостные свойства пласта. Из скважин пласта отбирался керн, на котором проводились стандартные и специальные исследования, по результатам которых определены остаточные нефте- и водо- насыщенности. В части скважин проводились промыслово-геофизические исследования, по результатам которых определялась работа интервалов перфорации, по всем добывающим скважинам имеется динамика замеров дебита жидкости и обводненности.
1. Определение значения параметра А, характеризующего скорость обводнения скважины.
).
1-f
–f
в
в
С помощью зависимости логарифма накопленной добычи жидкости от логарифма доли нефти в добываемой продукции (фиг. 1) выбирают участок, на котором будет производиться расчет (справа от красной линииДля построения зависимости (фиг 1) используются промысловые данные по скважинам: накопленная добыча жидкости, доля нефти в добываемой продукции, которая рассчитывается как , где  – обводненность продукции скважины.
На зависимости накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости разбивают выбранный на предыдущем шаге участок на три равных участка, на фиг.2 обозначены цифрами I, II, III.
Для расчёта параметра А по уравнению (1) выбирают первые точки (х, у) из каждого участка, которые определили в предыдущем шаге:
Параметр А равен 1.287
2. Определение коэффициента заводнения D производится по уравнению (2).
D
Коэффициент заводнения  равен 0.563 д.ед.
3. Определение значения текущей насыщенности подвижной нефтью в скважине производится по уравнению (3).
i
Текущее значение насыщенности подвижной нефтью в работающем интервале (z) равно 0,220 д.ед.
он
ов
Значение  (при S=0,300 д.ед, S=0,190 д.ед.).
Расчет текущей насыщенности подвижной нефтью произведён  при обводненности продукции 80,7%. Определение среднего по каждому пропластку значения текущей насыщенности подвижной нефтью.
В рассматриваемой скважине 14 (фиг.5) выделяют три продуктивных пропластка ( фиг.2  показаны как участки I, II, III).
Пропластки 2-3 вскрыты перфорацией. Геологические параметры пропластков приведены в таблице 1.
Таблица 1 - Геологические параметры пропластков рассматриваемой скважины
Пропласток
Толщина, м
Проницаемость, мД
Начальная нефтенасыщенность, д.ед.
Остаточная нефтенасыщенность, д.ед.
Пористость, д.ед.
1
2
50
0,81
0,30
0,17
2
4
30
0,81
0,30
0,16
3
2
20
0,81
0,30
0,15
Далее рассмотрено два способа расчета вероятности работы пропластков.
В первую очередь формируется статистическая выборка, на основании которой строится статистическая зависимость:
1. Выделяются скважины, в которых проведены ПГИС. Например, скважина 2 (фиг.6).
2. Формируется таблица вида, где данные столбца 4 заполняются на основе расчетов по формуле 4.
Таблица 2 – Данные для построения статистической зависимости вероятности подключения пропластков
№столбца/ 1
2
3
4
5
Пропласток
Толщина, м
Проницаемость, мД
Вероятность подключения по коллекторским свойствам
Результат ПГИС, (если пропласток работает-1, не работает-0)
1
2
50
1
1
2
3
20
0,4
1
3
1
5
0,1
0
В данном случае рассматриваем вероятность подключения по проницаемости.
Столбцы 4 и 5 в таблице 2 являются координатами x и y соответственно. Аналогичные расчеты проводятся для каждой скважины, в которой проведены ПГИС. Точки наносятся на график, далее для облака полученных точек проводится трендовая зависимость f(x) = 0,06*ln(x)+0,91.
Дискретный способ определения работающих интервалов производится на основании статистической зависимости вероятности подключения пропластков, которая приведена на фиг.3, пороговое значение вероятности подключения пропластка по ПГИС  составляет 0,37 д.ед., соответствующее ему значение вероятности подключения пропластка по коллекторским свойствам 0,36 д.ед.
max
:
В скважине 14 ПГИС не проводилось, необходимо определить вероятность подключения пропластков. N=30 мД (среди перфорированных пропластков 2, 3 в скважине 14), для перфорированных пропластков 2 и 3 вероятность подключения рассчитывают по уравнению 4
Для пропластка 2 вероятность подключения рассчитывают как:
и составляет 1,00 д.ед.
Для пропластка 3 вероятность подключения рассчитывают как:
и составляет 0,67 д.ед.
Оба полученных значения больше порогового значения вероятности подключения пропластка по коллекторским свойствам 0,36 д.ед. Таким образом, распределение текущей насыщенности подвижной нефтью производится по вскрытым пропласткам 2 и 3. Текущая насыщенность подвижной нефтью в пропластке 1 принимается начальной, т.е. рассчитывается как начальная нефтенасыщенность (табл. 1) минус остаточная нефтенасыщенность (табл. 2), получаем значение 0,51 д.ед., так как пропласток 1 не вскрыт перфорацией
Распределение текущей насыщенности подвижной нефтью по интервалам рассчитывают с помощью уравнения 5.
Для пропластка 2:
Для пропластка 3:
Непрерывный способ
Выше были рассчитаны вероятности подключения для пропластков 2 и 3 (1,00 д.ед. и 0,67 д.ед. соответственно). Распределение насыщенности подвижной нефтью в перфорированных пропластках производят по уравнению (6).
Для второго пропластка:
Для третьего пропластка:
4. Определение среднего по разрезу значения насыщенности подвижной нефтью с учетом коэффициента охвата осуществляют по уравнению (7) (используют данные, полученные дискретным способом, значения толщины пористости для пропластков указаны в таблице 1)
Среднее значение текущей насыщенности подвижной нефтью составит 0,297 д.ед.
Аналогичным образом расчет проводится для каждой добывающей скважины.
5. Интерполяция значений текущей насыщенности подвижной нефтью осуществляется по уравнениям (8) и (10).
расстояние от скважины
z
i
Рассмотрим случай интерполяции между добывающей и нагнетательной скважиной, расположенными на расстоянии 500 метров друг от друга,  - 100 м. Остальные данные для расчета взяты из предыдущих шагов: параметр А равен 1.287, среднее значение  равно 0,297 д.ед.) Значение текущей насыщенности подвижной нефтью определяют по уравнению (8):
l
=
Значение текущей насыщенности подвижной нефтью на расстоянии 100 метров от нагнетательной скважины составит 0,037 д.ед., аналогичным образом расчеты повторяют для 200, 300, 400 м.
Рассмотрим случай интерполяции между добывающими скважинами, с текущей насыщенностью подвижной нефтью 0,153 д.ед. и 0,297 д.ед., расположенными на расстоянии 500 метров друг от друга. Остальные данные для расчета взяты из предыдущих шагов.
Длину фиктивной трубки рассчитывают по уравнению (9)
Далее определяют текущую насыщенность подвижной нефтью на расстоянии 100 (200, 300, 400) метров от первой скважины по уравнению (10)
Текущая насыщенность подвижной нефтью на расстоянии 100 метров от первой скважины составит 0,328 д.ед.
Значения текущей насыщенности подвижной нефтью, полученные в скважинах, а также в межскважинном пространстве интерполируются. К полученной карте в каждой точке прибавляется значение остаточной нефтенасыщенности 0,300 д.ед., в результате чего получается итоговая карта текущей нефтенасыщенности, представленная на фиг. 5.
Таким образом, выявление зон локализации остаточных запасов нефти, путем восстановления поля нефтенасыщенности и определения зон ее максимальных значений по предложенному способу позволит минимизировать неопределенность входных данных при планировании мероприятий, направленных на доизвлечение остаточных запасов нефти, так как предложенный способ предполагает использование геолого-промысловой информации, характеризующей весь фонд скважин
Список условных обозначений
Q
н
- значение накопленной добычи нефти, тыс.т;
Q
ж
- значение накопленной добычи жидкости, тыс.т;
А – параметр, характеризующий скорость обводнения, ед.;
D
- коэффициент заводнения при прорыве воды к добывающим скважинам, ед.;
b
- доля подвижной жидкости, д.ед.;
S
он
- остаточная нефтенасыщенность, д.ед.;
S
о
в
– остаточная водонасыщенность, д.ед.;
f
н
– текущее значение доли нефти в добываемой продукции;
P
i
ri
– вероятность подключения -того пропласткав скважине, д.ед.;
N
ri
– значение одного из выбранных параметров (проницаемость либо проводимость, либо толщина пропластка) в пропластке;
N
max
- максимальное значение одного из выбранных параметров (проницаемость либо проводимость, либо толщина пропластка) в скважине среди перфорированных интервалов;
н.п
i
K – текущая насыщенность подвижной нефтью (z);
н.п.н
нн
но
но
нн
K – начальная насыщенность подвижной нефтью (К – К, где К - остаточная нефтенасыщенность, а К берется с исходных данных РИГИС);
пр
K – коэффициент проницаемости;
h
i
охв
– толщина дренируемой части пропластка (h полное пропластка * К), м;
m
i
- пористость пропластка;
h
i
i
– толщина -того пропластка;
m
i
i
- пористость -того пропластка;
z
i
i
- насыщенность подвижной нефтью -того пропластка;
z
i-
i
– значение насыщенности подвижной нефтью в той скважине, д.ед.;
L
- расстояние между скважинами, м;
l
– расстояние от скважины, м;
L
–
x
длина фиктивной трубки тока;
l
– расстояние от скважины, до точки расчета текущей насыщенности подвижной нефтью, м;
z
l
x
– значение нефтенасыщенности на расстоянии .