RU2061222C1

RU2061222C1 - Method of determination of average current oil saturation of nonuniform layer stratum by rate of water encroachment

Info

Publication number: RU2061222C1
Application number: RU94007115A
Authority: RU
Inventors: М.М. Хасанов; С.А. Кондаратцев; Н.И. Хисамутдинов; А.Г. Телин; А.Р. Латыпов; И.Ф. Хатмуллин
Original assignee: Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология"
Priority date: 1994-03-01
Filing date: 1994-03-01
Publication date: 1996-05-27

Abstract

FIELD: study of processes of multi-phase filtration of liquids; processes of displacement of oil by water from nonuniform layer stratum accopmanied by determination of average current oil saturation by rate of water encroachment. SUBSTANCE: method of determination of average current oil saturation of nonuniform layer stratum by type of dependence of average oil saturation versus watering of product consists in calculating the modified functions relative to relative phase permeability of oil and water on basis of permeability, porosity, power, saturation and final oil saturation of each interlayer determined beforehand; calculation of modified functional of relative phase permeability is made by the results of mathematical modelling of filtration of nonuniform layer stratum taking into account experimental information on viscosity of water and oil and their relative phase permeabilities over entire range of change of permeability determined additionallly. EFFECT: enhanced reliability; effective check of oil field development. 1 dwg, 1 tbl

Description

Изобретение относится к исследованию процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения нефти водой из слоисто-неоднородного пласта с определением текущей средней нефтенасыщенности по величине обводненности продукции. The invention relates to the study of multiphase fluid filtration processes, in particular, processes of oil displacement by water from a layered heterogeneous formation with the determination of the current average oil saturation by the water cut value of the product.

Известен способ определения текущей средней нефтенасыщенности однородного пласта [1] по обводненности продукции скважины, допускающий, что в ближайших окрестностях скважины весь пласт равномерно насыщен водой и нефтью так, что по каждой трубке тока, подходящей к скважине, движется водонефтяная смесь. Такое допущение не может быть оправдано при исследовании процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте. A known method for determining the current average oil saturation of a homogeneous reservoir [1] by the water cut of a well’s production, assuming that in the immediate vicinity of the well the entire reservoir is uniformly saturated with water and oil so that a water-oil mixture moves through each current pipe that is suitable for the well. Such an assumption cannot be justified when studying filtration processes in a stratified inhomogeneous formation.

Известен способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта по данным геофизических исследований [2] связанный с остановкой работы скважины, применением дорогостоящего оборудования исследования призабойной зоны и больших затрат времени. There is a method of determining the current average oil saturation of a stratified heterogeneous formation according to geophysical studies [2] associated with stopping the operation of the well, the use of expensive equipment for studying the bottom-hole zone and time-consuming.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта [3] по виду зависимости средней по толщине пласта нефтенасыщенности от обводненности продукции. Для построения этой зависимости рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефти и воды на основе предварительно определенных показателей проницаемости, пористости, мощности, насыщенности, связанной водой, и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка без учета зависимости ОФП фильтрующихся жидкостей от проницаемости и отличия вязкостей нефти и воды. Соответственно, оценка по прототипу текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта недостаточно достоверна. Closest to the proposed is a method for determining the current average oil saturation of a layered heterogeneous formation [3] by the form of the dependence of the average oil thickness on the thickness of the formation on the water cut of the product. To construct this dependence, the modified functions of the relative phase permeabilities (RP) of oil and water are calculated based on predefined indicators of permeability, porosity, power, saturation, bound water, and the final oil saturation of each layer without taking into account the dependence of the RPT of the filtered liquids on the permeability and differences in the viscosity of oil and water. Accordingly, the assessment of the prototype of the current average oil saturation of the stratified heterogeneous formation is not sufficiently reliable.

Цель изобретения повышение достоверности способа определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта по величине обводненности продукции. The purpose of the invention is to increase the reliability of the method for determining the current average oil saturation of a layered heterogeneous formation by the water cut value of the product.

Цель достигается тем, что расчет модифицированных функций ОФП проводят по результатам математического моделирования фильтрации в слоисто-неоднородном пласте, произведенного с учетом экспериментальной информации о вязкостях воды и нефти и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости, определяемой дополнительно. The goal is achieved in that the calculation of the modified RPF functions is carried out according to the results of mathematical modeling of filtration in a layered heterogeneous formation, taking into account experimental information on the viscosities of water and oil and their RPP in the entire range of permeability changes, which is determined additionally.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций. The method is carried out by the following sequence of operations.

Определение пористости, проницаемости, мощности, насыщенности, связанной водой, и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка. Determination of porosity, permeability, power, saturation, bound water, and the final oil saturation of each layer.

Определение вязкостей нефти и воды и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости пласта. Determination of viscosities of oil and water and their RPP in the entire range of changes in the permeability of the reservoir.

Математическое моделирование фильтрации нефти и воды в слоисто-неоднородном пласте с учетом всей экспериментальной информации и расчет на основе его результатов модифицированных функций ОФП нефти и воды. Mathematical modeling of oil and water filtration in a layered heterogeneous formation, taking into account all experimental information and calculation based on its results of the modified RPF functions of oil and water.

Построение зависимости средней по толщине пласта нефтенасыщенности от обводненности на основе рассчитанных модифицированных функций ОФП. Construction of the dependence of oil saturation average over the thickness of the formation on water cut based on the calculated modified RPF functions.

Экспериментальное определение обводненности в продукции и оценка текущей средней нефтенасыщенности S по определенной зависимости. Experimental determination of water cut in products and estimation of the current average oil saturation S by a certain relationship.

П р и м е р. Определение средней нефтенасыщенности пласта БС10 Мамонтовского месторождения. PRI me R. Determination of the average oil saturation of the BS10 formation of the Mamontovskoye field.

В таблице приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта, для которого производится расчет МФ ОФП. The table shows the characteristics of the layered heterogeneous formation, for which the calculation of MF RPP is performed.

Пористость пропластков mⁱ считалась постоянной и равной 0,2.The porosity of the layers m ⁱ was considered constant and equal to 0.2.

В результате исследования большого числа кернов пласта БС10 Мамонтовского месторождения в широком диапазоне изменения проницаемости получены корреляционные зависимости, по которым могут быть определены характеристики отдельных пропластков:
S $\binom{(i)}{c}$ 0,41 0,018 ln(k⁽ⁱ⁾),
S $\binom{(i)}{т}$ 0,72 0,032 ln(k⁽ⁱ⁾),
I $\binom{(i)}{1}$ (s⁽ⁱ⁾) 0,07•I

I

\binom{(i)}{2}

(s⁽ⁱ⁾)=I

где стандартные функции I

\binom{o}{1}

, I

\binom{o}{2}

имеют вид:
I

\binom{o}{1}

(s) s^3/2, I

\binom{o}{2}

(s) (1-s)³
Вязкости нефти и воды в пласте БС10, Мамонтовского месторождения равны 2,4 МПа · с и 0,379 МПа · с соответственно.As a result of the study of a large number of core samples of the BS10 formation of the Mamontovskoye field in a wide range of permeability changes, correlation dependencies were obtained, by which the characteristics of individual layers can be determined:
S

\binom{(i)}{c}

0.41 0.018 ln (k ⁽ⁱ⁾ ),
S

\binom{(i)}{t}

0.72 0.032 ln (k ⁽ⁱ⁾ ),
I

\binom{(i)}{1}

(s ⁽ⁱ⁾ ) 0.07 • I

I

\binom{(i)}{2}

(s ⁽ⁱ⁾ ) = I

where the standard functions I

\binom{o}{1}

, I

\binom{o}{2}

have the form:
I

\binom{o}{1}

(s) s ^3/2 , I

\binom{o}{2}

(s) (1-s) ³
The viscosity of oil and water in the reservoir BS10, Mamontovskoye field are 2.4 MPa · s and 0.379 MPa · s, respectively.

Система уравнений, описывающая процесс вытеснения нефти водой из линейной модели слоисто-неоднородного пласта, имеет вид:
m

+ ω

\binom{(i)}{o}

(t)

[F⁽ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)] i=

где ω

\binom{(i)}{o}

(t) скорость фильтрации в i-ом пропластке, а F⁽ⁱ⁾ (s⁽ⁱ⁾ функция Баклея Лаверетта:
F⁽ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)

μ_o=μ₁/μ₂
Нахождение решения системы дифференциальных уравнений гиперболического вида S(i) (x,t) определяется по разностной схеме "уголок" [4]
Расчет средних значений водонасыщенности и ОФП воды и нефти производится по формулам:

(x,t)

h_im⁽ⁱ⁾S⁽ⁱ⁾(x,t)

h_i•k⁽ⁱ⁾•I

\binom{(i)}{1}

(s⁽ⁱ⁾(x,t))

h_i•k⁽ⁱ⁾•I

\binom{(i)}{2}

(s⁽ⁱ⁾(x,t))
Путем установления соответствия средних значений ОФП нефти и воды

и

средним значениям водонасыщенности

строятся модифицированные функции ОФП. Обводненность на границе рассчитывается по формуле:
B(

)

Определяя нефтенасыщенность как s 1

и обращая функцию В (

), получают зависимость нефтенасыщенности s от обводненности В.The system of equations describing the process of oil displacement by water from a linear model of a layered heterogeneous formation has the form:
m

+ ω

\binom{(i)}{o}

(t)

[F ⁽ⁱ⁾ (s ⁽ⁱ⁾ )] i =

where ω

\binom{(i)}{o}

(t) the filtration rate in the i-th layer, and F ⁽ⁱ⁾ (s ⁽ⁱ⁾ the Buckley Laverrett function:
F ⁽ⁱ⁾ (s ⁽ⁱ⁾ )

μ _o = μ ₁ / μ ₂
Finding a solution to the system of differential equations of the hyperbolic form S (i) (x, t) is determined by the difference “corner” scheme [4]
The calculation of the average values of water saturation and RPP of water and oil is made according to the formulas:

(x, t)

h _i m ⁽ⁱ⁾ S ⁽ⁱ⁾ (x, t)

h _i • k ⁽ⁱ⁾ • I

\binom{(i)}{1}

(s ⁽ⁱ⁾ (x, t))

h _i • k ⁽ⁱ⁾ • I

\binom{(i)}{2}

(s ⁽ⁱ⁾ (x, t))
By establishing the correspondence of the average RPT values of oil and water

and

average water saturation

modified RPT functions are constructed. The water cut at the border is calculated by the formula:
B (

)

Defining oil saturation as s 1

and reversing the function B (

), get the dependence of oil saturation s on water cut B.

На чертеже изображен график зависимости средней нефтенасыщенности, как функции обводненности (кривая 1) и расчет аналогичной зависимости по формулам прототипа (кривая 2). Погрешность особенно возрастает при больших значениях обводненности, т. е. на поздних стадиях разработки месторождения, а также при μ_o >>1.The drawing shows a graph of the average oil saturation as a function of water cut (curve 1) and the calculation of a similar dependence according to the formulas of the prototype (curve 2). The error increases especially with large values of water cut, i.e., in the late stages of field development, as well as with μ _o >> 1.

Таким образом, предложенный способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта достовернее прототипа и, следовательно, позволяет более эффективно контролировать разработку месторождений. Thus, the proposed method for determining the current average oil saturation of a layered heterogeneous formation is more reliable than the prototype and, therefore, allows more effective control of field development.

Claims

A method for determining the current average oil saturation of a layered heterogeneous formation from the water cut value of the product, including determining the permeability, porosity, power, saturation of bound water and the final oil saturation of each layer and calculating using these data the modified functions of the relative phase permeabilities (RPP) of oil and water to build the relationship the average oil saturation from the water cut of the product, the determination of water cut of the product and the determination of the current average oil saturation of the studied formation according to the calculated dependence, characterized in that it additionally determines the viscosity of oil and water and RPT in the entire range of changes in the permeability of the reservoir, mathematically simulates the filtration of oil and water in a layered heterogeneous formation taking into account all the experimental information and calculates the modified functions of the RPT of oil and water according to the results of mathematical modeling.