EA032229B1 - Способ определения проницаемости нефтяного пласта - Google Patents
Способ определения проницаемости нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA032229B1 EA032229B1 EA201650130A EA201650130A EA032229B1 EA 032229 B1 EA032229 B1 EA 032229B1 EA 201650130 A EA201650130 A EA 201650130A EA 201650130 A EA201650130 A EA 201650130A EA 032229 B1 EA032229 B1 EA 032229B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- reservoir
- oil
- permeability
- formation
- value
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 14
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 19
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 10
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 claims description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000006065 biodegradation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N norethisterone Chemical compound O=C1CC[C@@H]2[C@H]3CC[C@](C)([C@](CC4)(O)C#C)[C@@H]4[C@@H]3CCC2=C1 VIKNJXKGJWUCNN-XGXHKTLJSA-N 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000002076 thermal analysis method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F17/00—Digital computing or data processing equipment or methods, specially adapted for specific functions
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Pathology (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Immunology (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Data Mining & Analysis (AREA)
- Databases & Information Systems (AREA)
- Mathematical Physics (AREA)
- Software Systems (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
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 (ΖΓ) и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Ζο), определяют оптическую плотность нефти (Доп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:
№гл,дол) = (а - ьгг·) [к0 + (К„ -Ко)(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 (Рз) во время неустановившегося режима добывающей скважины после ее установки или снижения Рз после пуска скважины в эксплуатацию. Способ включает запись изменения Рз 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
АР = А + ид1 = А+^-^-1д1 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 = 1034,0Хх + 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 (2г) и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Ζο), определяют оптическую плотность нефти (Доп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:
где Κ(Ζ(, Ζο, Доп), К0 - соответственно фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде;
К, - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;
ΖΡ, Ζο, Доп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, концентрация соли в пластовой воде и оптической плотности нефти;
- характеристическое значение Ζο, 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 ΖΓ, Ζο, Доп 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(ΖΓ) = а - ьгг и определены коэффициенты а, Ь, с, ά (табл. 2)
Таблица 1
κν ρ х10’3 расчетное | к,ф х10'3 фактическое | % | кь р расчетное | Кь 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 |
ЕСр= 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 = Ко + (Коо - Ко)(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 (Ζα), величину которой рассчитывают по известной (4) формуле к = р + и, используя известную (5) функциональную зависимость Ζα от оптической плотности нефти (Доп); толщину отложения асфальтенов вычисляют по формуле /1 = р + д*д**Д0П= 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(ΖΓ) = а - ύΖΓ = 1 - 0,91ΖΓ
- 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 (Ζα)
Η = ρ + ρ*Ζα = -0,05 + 0,047Ζα
Используя функциональную зависимость Ζα от оптической плотности нефти (Доп) в соответствии с линейной зависимостью, приведенной в (5)
Ζ3 = 9** Доп = 15,67ДОП формула /ι = ρ + ρ*Ζα преобразуется в следующий вид:
λ = Р + <?Т*Доп = ρ + ύς = -0,05 + 0,219ДОП
С учетом формул (2)-(4) по формуле (1) при значении ΖΓ = 0,1, Ζα = 5%, Доп = 0,3, Ζο = 100 г/л рас считывается числовое значение проницаемости
К(Иг,гс,Доп) = (1 - 0,91ΖΓ) [зоо + 342 (1 - ехр -%-)] + 0,05 —0,219ДОП = 364 · 10 Змкм2 = 364 · 10 15м2 = 364мД (миллиДарси)
Сравнение расчетного значения проницаемости Кр с фактическими значениями (см. фиг.) показывает, что предложенный способ позволяет с погрешностью не более 5% определить проницаемость пласта.
Моделирование пласта с учетом комплекса влияющих признаков позволит повысить точность определения характеристик и снизить степень геологического риска при обосновании продолжения разработки рассматриваемого 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 (1)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯСпособ 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^ Ζο, Доп), К0 - фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде Ζο;Кх - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;- характеристическое значение Ζς, определяемое с использованием метода касательной;Ζη Ζο, Доп - 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 потока0.0 - θ'2 _ . °>4__0·θ У 1.0 .Объемная доля глйн (V глин)\...........· ........;........... '___________........ .......2 а»—1
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EA201650130A EA032229B1 (ru) | 2016-10-20 | 2016-10-20 | Способ определения проницаемости нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EA201650130A EA032229B1 (ru) | 2016-10-20 | 2016-10-20 | Способ определения проницаемости нефтяного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201650130A1 EA201650130A1 (ru) | 2018-04-30 |
EA032229B1 true EA032229B1 (ru) | 2019-04-30 |
Family
ID=62045906
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201650130A EA032229B1 (ru) | 2016-10-20 | 2016-10-20 | Способ определения проницаемости нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
EA (1) | EA032229B1 (ru) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2360108C1 (ru) * | 2007-12-14 | 2009-06-27 | Назия Мингалиевна Данилова | Способ определения пористости и проницаемости пласта месторождений нефти и газа |
US7676349B2 (en) * | 2004-12-06 | 2010-03-09 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Integrated anisotropic rock physics model |
RU2399070C2 (ru) * | 2008-12-08 | 2010-09-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ определения остаточной водонасыщенности и проницаемости пласта |
RU2419111C2 (ru) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов |
WO2014008931A1 (en) * | 2012-07-10 | 2014-01-16 | Statoil Petroleum As | Anisotropy parameter estimation |
-
2016
- 2016-10-20 EA EA201650130A patent/EA032229B1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7676349B2 (en) * | 2004-12-06 | 2010-03-09 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Integrated anisotropic rock physics model |
RU2360108C1 (ru) * | 2007-12-14 | 2009-06-27 | Назия Мингалиевна Данилова | Способ определения пористости и проницаемости пласта месторождений нефти и газа |
RU2399070C2 (ru) * | 2008-12-08 | 2010-09-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Способ определения остаточной водонасыщенности и проницаемости пласта |
RU2419111C2 (ru) * | 2009-07-03 | 2011-05-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ") | Способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов |
WO2014008931A1 (en) * | 2012-07-10 | 2014-01-16 | Statoil Petroleum As | Anisotropy parameter estimation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201650130A1 (ru) | 2018-04-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107701180B (zh) | 一种基于密闭取心的原始油藏含水饱和度计算方法 | |
Wu et al. | Numerical simulation of mud-filtrate invasion in deviated wells | |
WO2018204566A1 (en) | Multi-layer reservoir well drainage region | |
CN109138975B (zh) | 一种基于时移测井数据的求解相渗特征曲线的新方法 | |
CN109386285B (zh) | 一种特低渗透油层泥浆侵入程度及其影响的评价方法 | |
RU2455483C2 (ru) | Способ оценки степени трещиноватости карбонатных пород через параметр диффузионно-адсорбционной активности | |
CN111963159A (zh) | 一种砾岩致密油储层流体性质的识别方法 | |
Zughar et al. | Petrophysical properties of an Iraqi carbonate reservoir using well log evaluation | |
CN112560246A (zh) | 一种目标井散点地层压力系数的预测方法 | |
EA032229B1 (ru) | Способ определения проницаемости нефтяного пласта | |
Shangguan et al. | The effect of physical property change on the water flooding development in Changqing oilfield Jurassic low permeability reservoir | |
US10794179B2 (en) | Poromechanical impact on yield behavior in unconventional reservoirs | |
RU2661501C1 (ru) | Способ построения карты изобар для многопластовых месторождений нефти и газа | |
RU2734358C1 (ru) | Способ определения текущей водонасыщенности продуктивного пласта | |
RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
CN111827995B (zh) | 一种基于核磁共振的超压砾岩储层渗透率的计算方法 | |
CN109994161B (zh) | 趋势基线法结合动态联动法计算地层有机碳含量的方法 | |
RU2465455C1 (ru) | Способ прослушивания межскважинных интервалов нефтяного месторождения | |
CN110851982B (zh) | 一种中低渗油藏减氧空气驱可行性分析方法 | |
CN112487594B (zh) | 油藏水体倍数计算方法及装置 | |
CN1540138A (zh) | 一种测量油田调整井砂岩储集层孔隙压力的方法 | |
EA020663B1 (ru) | Способ измерения дебита нефтяных скважин | |
RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
RU2752913C1 (ru) | Способ определения анизотропии проницаемости горных пород | |
RU2617820C2 (ru) | Способ определения максимальной длины горизонтального ствола в условиях каверново-трещинного карбонатного нефтегазонасыщенного пласта с аномально низким пластовым давлением |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |