EA032229B1

EA032229B1 - Способ определения проницаемости нефтяного пласта

Info

Publication number: EA032229B1
Application number: EA201650130A
Authority: EA
Inventors: Тельман Аббас Оглы Алиев; Аббас Гейдар оглы Рзаев; Сакит Рауф оглы Расулов; Гудрат Исфендияр оглы Келбалиев
Original assignee: Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики
Priority date: 2016-10-20
Filing date: 2016-10-20
Publication date: 2019-04-30
Also published as: EA201650130A1

Abstract

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к методам исследования нефтяного пласта, и может быть использовано в определении фильтрационных характеристик пласта. Сущность изобретения состоит в том, что для определения проницаемости нефтяного пласта моделируют и строят график зависимости ПП от объемной доли глины в пласте (Z) и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Z), определяют оптическую плотность нефти (Д) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:Моделирование пласта с учетом комплекса влияющих признаков позволит повысить точность определения характеристик и снизить степень геологического риска при обосновании продолжения разработки рассматриваемого пласта.

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к методам исследования нефтяного пласта, и может быть использовано в определении фильтрационных характеристик пласта. Сущность изобретения состоит в том, что для определения проницаемости нефтяного пласта моделируют и строят график зависимости ПП от объемной доли глины в пласте (Ζ_Γ) и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Ζ_ο), определяют оптическую плотность нефти (Доп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:

№_гл,д_ол) = (а - ьг_г·) [к₀ + (К„ -К_о)(1 - ехр(~^))] ~Ь + сД₀„

Моделирование пласта с учетом комплекса влияющих признаков позволит повысить точность определения характеристик и снизить степень геологического риска при обосновании продолжения разработки рассматриваемого пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к методам исследования нефтяного пласта, и может быть использовано в определении фильтрационных характеристик пласта.

Известен способ (1) определения физических параметров пласта, в частности проницаемости пласта (ПП), включающий отслеживание скорости восстановления забойного давления (Р_з) во время неустановившегося режима добывающей скважины после ее установки или снижения Р_з после пуска скважины в эксплуатацию. Способ включает запись изменения Р_з через равные промежутки времени, и в соответствии с этими данными строят кривую восстановления давлений (КВД) в полулогарифмических координатах в виде графической зависимости приращения

от логарифма времени исследования (1д 1)

ΔΡ₂ - ΔΑ

А_Р = А ₊ и_д1 = А+^-^-1_д1 где ΐ - уклон прямолинейного участка кривой;

А - отрезок, отсекаемый на оси ординат, характеризующий давление.

С учетом полученного значения ΐ определяют проницаемость по формуле

0,183@μ£ ^К М где О - дебит скважины перед остановкой м³/с;

ΔΡ - приращение давления, Па;

μ - вязкость пластовой жидкости (флюида), Па-с;

К - проницаемость, м²;

- мощность (толщина пласта), м;

Ь - объемный коэффициент нефти.

Недостатком данного способа является то, что он не дает достоверной оценки пласта, так как не учитывает влияние на значение ПП объемной доли глин в пласте, концентрации соли в пластовой воде и толщину отложения асфальтенов на внутренней поверхности капилляров пласта.

Известен способ определения проницаемости пласта месторождений нефти и газа (2), включающий отбор керновых проб из пород коллектора, применение термического анализа для идентификации отдельных химических соединений коллектора, установление связи процентных концентраций минералов и проницаемости за счет применения многомерного корреляционно-регрессивного анализа с получением множественных линейных корреляционных уравнений с последующим определением проницаемости по следующей зависимости:

К = 1034,0Х_х + 80,1Х₂ - 14,4Х₃ + 2,0Х₄ - 1,7Х₅ + 4,8Х₆ - 0,5Х₇ 4- 39,ЗХ₈ где К - расчетная проницаемость, мД;

Х₁ - Х₈ - состав отложений, вес.%.

Недостатком известного способа является то, что он является достаточно трудоемким и не дает достоверной оценки проницаемости пласта.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ (3) определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий метод моделирования и построения графика зависимости ПП от объемной доли глин в пласте.

Способ позволяет оценить ПП, но только с учетом объемной доли глины в пласте.

Однако недостатком данного способа является то, что он не учитывает влияние на значение ПП концентрации соли в пластовой воде и содержание асфальтенов на внутренней поверхности капилляров пласта, что приводит к искажению оценки пластовых характеристик при прогнозировании остаточных запасов нефти.

Задача изобретения заключается в повышении достоверности оценки характеристики пластов для правильного выбора стратегии оптимизации добычи нефти.

Сущность изобретения состоит в том, что для определения проницаемости нефтяного пласта моделируют и строят график зависимости ПП от объемной доли глины в пласте (2_г) и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Ζ_ο), определяют оптическую плотность нефти (Д_оп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:

где Κ(Ζ₍, Ζ_ο, Доп), К₀ - соответственно фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде;

К, - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;

Ζ_Ρ, Ζ_ο, Д_оп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, концентрация соли в пластовой воде и оптической плотности нефти;

- характеристическое значение Ζ_ο, определяемое по приведенной фигуре с использованием метода касательной;

а, Ь, с, ά - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.

- 1 032229

Сопоставительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобрете ние отличается новыми существенными признаками: определением влияния концентрации соли в пластовой воде и оптической плотности нефти на значения проницаемости пласта (ПП), а также формулой, полученной эмпирически на основе графиков построенных по экспериментальным данным и отражающей комплексное влияние Ζ_Γ, Ζ_ο, Д_оп на ПП.

Сравнительный анализ заявляемого изобретения с другими техническими решениями в этой области показал, что не найдены решения с существенными признаками, совпадающими с признаками заявляемого изобретения.

Для решения поставленной задачи был проанализирован известный (3) график зависимости проницаемости от объемной доли глины в пласте (фиг. 1) и составлена таблица (табл. 1) зависимости, на основе которой была выявлена математическая закономерность изменения ПП от объемной доли глины и направления потока, в соответствии с которой проницаемость, в зависимости от объемной доли глины в пласте, определяют по формуле

Κ(Ζ_Γ) = а - ьг_г и определены коэффициенты а, Ь, с, ά (табл. 2)

Таблица 1

	κ_ν ^ρх10’³расчетное	к,^фх10'³фактическое	%	к_ь ^р расчетное	К_ь ^ф фактическое	%
0,0	437	437	0,8	0,875	0,875	0,0
0,1	84,2	76	10,16	0,764	0,78	2,05
0,2	17,2	16,6	3,19	0,714	0,703	1,56
0,3	4,6	4,4	4,34	0,621	0,627	0,9
0,4	1,5	1,43	4,6	0,53	0,53	0
0,5	0,626	0,67	9,5	0,390	0,4062	3,99
0,6	0,35	0,37	5,7	0,252	0,252	0,79
0,7	0,24	0,28	16,7	0,1272	0,128	0,6
0,8	0,205	0,215	4,9	0,039	0,0567	31,2
0,9	0,19	0,193	0,15	0,0081	0,0081	0
			Е_Ср= 5,95			£ср^— 4,11

Таблица 2

	Ь,	С1	ά	а₂	ь₂	с₂
ю·⁴	0,494	18,71	10,16	0,81x10’²	3,79	0,3

По графику зависимости проницаемости нефтяного пласта от содержания соли (фиг. 2), полученному также методом моделирования, характер которого позволяет описать эту зависимость в следующем виде:

К( ΖΑ = К_о + (Коо - К_о)(1 - ^ехР (-|).

При этом значение %с определяют проведением касательной в начальной или любой точке аппроксимированной кривой (фиг. 2) экспериментальных данных, в обеих точках %с имеет одно и тоже значение.

На проницаемость пласта влияние также оказывает толщина отложения асфальтенов (й) на внутренней поверхности капилляров пласта. В зависимости от содержания асфальтенов (Ζ_α), величину которой рассчитывают по известной (4) формуле к = р + и, используя известную (5) функциональную зависимость Ζ_α от оптической плотности нефти (Д_оп); толщину отложения асфальтенов вычисляют по формуле /1 = р + д*д**Д_0П= Р + Ь<?;

где р и ς - коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.

Способ проиллюстрирован на фиг. 1 и 2 графиками зависимости ПП от объемной доли глины в пласте и концентрацией (содержанием) соли в пластовой воде.

Способ осуществляют следующим образом.

Используя график зависимости проницаемости от объемной доли глин в пласте (фиг. 1), определяют проницаемость по формуле

Κ(Ζ_Γ) = а - ύΖ_Γ = 1 - 0,91Ζ_Γ

- 2 032229

Затем по графику зависимости проницаемости нефтяного пласта от содержания соли в пластовой воде (фиг. 2) определяют значение %с проведением касательной в начальной или любой точке аппроксимированной кривой экспериментальных данных и определяют проницаемость по формуле

Затем определяют толщину отложения асфальтенов (И) на внутренней поверхности капилляров пласта в зависимости от содержания асфальтенов (Ζ_α)

Η = ρ + ρ*Ζ_α = -0,05 + 0,047Ζ_α

Используя функциональную зависимость Ζ_α от оптической плотности нефти (Д_оп) в соответствии с линейной зависимостью, приведенной в (5)

Ζ₃ = 9** Доп = 15,67Д_ОП формула /ι = ρ + ρ*Ζ_α преобразуется в следующий вид:

λ = Р + <?Т*Доп = ρ + ύς = -0,05 + 0,219Д_ОП

С учетом формул (2)-(4) по формуле (1) при значении Ζ_Γ = 0,1, Ζ_α = 5%, Д_оп = 0,3, Ζ_ο = 100 г/л рас считывается числовое значение проницаемости

К(И_г,г_с,Д_оп) = (1 - 0,91Ζ_Γ) [зоо + 342 (1 - ехр -%-)] + 0,05 —0,219Д_ОП = 364 · 10 ^Змкм² = 364 · 10 ¹⁵м² = 364мД (миллиДарси)

Сравнение расчетного значения проницаемости К_р с фактическими значениями (см. фиг.) показывает, что предложенный способ позволяет с погрешностью не более 5% определить проницаемость пласта.

Литература

1. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1978, 455 с.

2. Патент РФ № 2360108, Θ01Ν 15/08 Способ определения пористости и проницаемости пласта месторождений нефти и газа.

3. Элинбайн К., Рингроуз Ф. Моделирование пластов с учетом их неоднородности для оптимизации отбора нефти на морских месторождениях Норвегии.//Нефтегазовые технологии, 2006, № 2, с. 24-28.

4. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977.

5. К.К. 1ак§оп, Ι.Υ. Ζυο. Картирование и моделирование распределения вязкости и асфальтенов в залежи с активной биодеградацией нефти.//Нефтегазовые технологии, 2015, № 5, 53.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий построение графика зависимости ПП от объемной доли глины в пласте, отличающийся тем, что дополнительно строят график зависимости ПП от концентрации соли в пластовой воде, определяют оптическую плотность нефти и рассчитывают числовое значение проницаемости нефтяного пласта по следующей формуле:

где Κ(Ζ^ Ζ_ο, Доп), К₀ - фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде Ζ_ο;

К_х - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;

- характеристическое значение Ζ_ς, определяемое с использованием метода касательной;

Ζ_η Ζο, Д_оп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, содержание соли в пластовой воде и оптической плотности нефти;

а, Ь, с, б - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.

- 3 032229 'Смещение; < Смещение вертикального потока горизонтального потока

0.0 - θ'² _ . °>⁴__0·θ У 1.0 .

Объемная доля глйн (V глин)\

...........· ........;........... '___________........ .......₂ а»—1