RU2159849C2 - Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин - Google Patents
Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2159849C2 RU2159849C2 RU98122039/03A RU98122039A RU2159849C2 RU 2159849 C2 RU2159849 C2 RU 2159849C2 RU 98122039/03 A RU98122039/03 A RU 98122039/03A RU 98122039 A RU98122039 A RU 98122039A RU 2159849 C2 RU2159849 C2 RU 2159849C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- potential
- flow rate
- permeability
- collector
- type
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам исследования скважин и пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет диагностирования типа коллектора и зон трещиноватости. Для этого по методам геофизических исследований в скважинах (ГИС) определяют толщину, проницаемость пласта-коллектора. Моделируют дебит нефтегазовых скважин по одночленной и двучленной модели. Затем рассчитывают потенциальный дебит скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти. Определяют фактический дебит и сравнивают его с потенциальным (прогнозным), определяя относительную ошибку прогноза. При этом толщину пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин. Дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости их коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Коэффициент проницаемости пласта-коллектора определяют с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по ГИС. При сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный. Если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый. 1 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам исследования скважин и пластов.
Известен способ [1] , где определение проницаемости пласта-коллектора производится по керну, по коэффициентам продуктивности скважин, по кривым восстановления давления, с использованием электрического моделирования. При сравнении проницаемости, определенной разными методами, диагностируется высокая степень трещиноватости при превышении проницаемости по промысловым данным более чем в 10 раз, чем проницаемость по керну; средняя степень трещиноватости - при отличии проницаемости, определенной по различным методам, в несколько раз; низкая степень трещиноватости - при незначительном различии проницаемостей, определенных различными методами. Указанный способ чрезвычайно трудоемок, т. к. иметь несколько методов определения проницаемости одного участка пласта в одной скважине практически возможно только при постановке специальных исследований.
Известен способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин (прототип) по материалам геофизических исследований в скважинах (ГИС) [2] . Способ включает определение по методам ГИС толщины, проницаемости и пористости пласта-коллектора. Обоснование моделей проницаемостей проводят для всех типов коллекторов также по данным ГИС и испытаний и только для гранулярных коллекторов - по данным керна. Также моделируют дебит нефтегазовых скважин по одночленной и двучленной модели. Затем рассчитывают потенциальный дебит скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти, определяют фактический дебит и сравнивают его с потенциальным (прогнозным), определяя относительную ошибку прогноза. Удовлетворительная степень совпадения фактических дебитов с прогнозными, по мнению авторов прототипа, подтверждает правильность их теоретических моделей и представлений, лежащих в основе способа.
Недостатком прототипа является то, что затруднительно предполагать априорное знание типа структуры порового пространства коллектора, необходимое в дальнейшем для построения моделей и соответствующих расчетов. Кроме того, практика показала, что иногда имеет место "аномальное" превышение фактических дебитов над потенциальными, рассчитанными по формуле Дюпюи.
Соответственно решаемой предлагаемым изобретением задачей и ожидаемым результатом является повышение эффективности способа оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин с возможностью диагностирования типа коллектора и зон трещиноватости. Авторы объясняют явление "аномального" превышения фактических дебитов над расчетными, не прибегая к сложному моделированию проницаемостей и дебитов. Диагностирование типа коллектора и зон трещиноватости позволяет добиться эффективности проектирования и разработки месторождений за счет правильного выбора геолого-технических и других мероприятий.
Поставленная задача решается тем, что определение толщины пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин, дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости коэффициента проницаемости Kпр от коэффициента пористости Kпор, определение коэффициента проницаемости пласта-коллектора производят с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по геофизическим данным, причем при сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный; если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Определение толщины пласта, входящей в интервал перфорации данной скважины (для правильного расчета дебита).
1. Определение толщины пласта, входящей в интервал перфорации данной скважины (для правильного расчета дебита).
2. Определение пористости коллектора методом геофизики.
3. Отбор керна и исследование зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости.
4. Определение с использованием полученной зависимости и коэффициента пористости по геофизике коэффициента проницаемости каждого пропластка.
5. Определение разницы между пластовым и забойным давлением по каждой исследуемой скважине.
6. Расчет потенциального дебита скважин по формуле Дюпюи с учетом произведенных операций п.п. 1-5 и проектных данных.
7. Определение фактического дебита.
8. Сравнение фактического дебита с расчетным, определение типа коллектора и ранжирование зон трещиноватости.
Пример конкретного осуществления способа для карбонатных коллекторов турнейского яруса Онбийского месторождения Татарстана
Для расчета потенциального дебита применялась формула Дюпюи в следующем виде:
где Qн.пов - дебит нефти на поверхности, м3/сут;
К - проницаемость объекта, мд;
h - толщина объекта, м;
ΔP - депрессия, равная разнице между пластовым и забойным давлением, атм;
b - объемный коэффициент нефти, доли ед.;
μ - вязкость нефти, спз;
rс - радиус скважины, м;
σср - половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними (контур питания).
Для расчета потенциального дебита применялась формула Дюпюи в следующем виде:
где Qн.пов - дебит нефти на поверхности, м3/сут;
К - проницаемость объекта, мд;
h - толщина объекта, м;
ΔP - депрессия, равная разнице между пластовым и забойным давлением, атм;
b - объемный коэффициент нефти, доли ед.;
μ - вязкость нефти, спз;
rс - радиус скважины, м;
σср - половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними (контур питания).
Для турнейского яруса Онбийского месторождения Татарстана μ = 39.3 спз, b = 1.036, rс = 0.216 м и σср= 200м (согласно технологической схеме разработки).
Необходимые для расчета данные получены также из базы данных по ГИС и базы данных по разработке, по результатам исследования кернов получена зависимость lnКпр = f (lnКпор)
Зависимость имеет вид
lnКпр = 7.5422 lnКпор - 16.708; R = 0.94,
где R - коэффициент корреляции, и совпадает с зависимостью lnКпр = f (lnКпор) для карбонатных отложений Якушкинского месторождения Самарской области [3]. Необходимые данные для расчета потенциальных дебитов и результаты расчета, а также построенная зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости кернов представлены в табл. 1 и на фиг. 1 соответственно. Из табл. 1 и 2 видно, что большинство скважин, в том числе скважины, расположенные на куполах Онбийского поднятия, характеризуются превышением фактического дебита над потенциальным, что позволило авторам предположить преимущественно трещиноватый тип карбонатных коллекторов турнейского яруса Онбийского месторождения. Как видно из табл. 2, отношение фактического и потенциального дебитов на правом куполе составляет десятки и сотни раз, что соответствует зоне средней и высокой трещиноватости; отношение дебитов на левом куполе составляет единицы раз, что соответствует зоне низкой трещиноватости. Представления авторов подтвердились при разработке месторождения.
Зависимость имеет вид
lnКпр = 7.5422 lnКпор - 16.708; R = 0.94,
где R - коэффициент корреляции, и совпадает с зависимостью lnКпр = f (lnКпор) для карбонатных отложений Якушкинского месторождения Самарской области [3]. Необходимые данные для расчета потенциальных дебитов и результаты расчета, а также построенная зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости кернов представлены в табл. 1 и на фиг. 1 соответственно. Из табл. 1 и 2 видно, что большинство скважин, в том числе скважины, расположенные на куполах Онбийского поднятия, характеризуются превышением фактического дебита над потенциальным, что позволило авторам предположить преимущественно трещиноватый тип карбонатных коллекторов турнейского яруса Онбийского месторождения. Как видно из табл. 2, отношение фактического и потенциального дебитов на правом куполе составляет десятки и сотни раз, что соответствует зоне средней и высокой трещиноватости; отношение дебитов на левом куполе составляет единицы раз, что соответствует зоне низкой трещиноватости. Представления авторов подтвердились при разработке месторождения.
Лишь в трех скважинах имеет место примерное равенство (N 582), или превышение потенциального дебита над фактическим (NN 11148, 13395), то есть коллектора имеют поровую структуру (гранулярный тип).
Таким образом, способ эффективнее прототипа, так как позволяет диагностировать тип коллектора и зоны трещиноватости без сложного моделирования проницаемостей и дебитов. Соответственно способ промышленно применим.
Источники информации
1. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып.IX, М., Недра, 1965, с. 95-102.
1. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып.IX, М., Недра, 1965, с. 95-102.
2. Кнеллер Л. Е., Рындин В.Н., Плохотников А. Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин по материалам геофизических исследований в скважинах. Геология нефти и газа, N 8, 1992 г., с. 25-28.
3. Югин Л.Г., Асланова Е. С. Определение средней пористости продуктивных пластов. Якушкинского месторождения. Труды Гипровосток-нефти, вып. IX, М., Недра, 1965, с. 346-353.
Claims (1)
- Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин, включающий определение толщины и пористости пласта-коллектора по геофизическим исследованиям скважин и проницаемости, расчет потенциального дебита скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти, определение фактического дебита и сравнение его с потенциальным, отличающийся тем, что определение толщины пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин, дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, определение коэффициента проницаемости пласта-коллектора производят с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по геофизическим данным, причем при сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный, если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98122039/03A RU2159849C2 (ru) | 1998-12-08 | 1998-12-08 | Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU98122039/03A RU2159849C2 (ru) | 1998-12-08 | 1998-12-08 | Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2159849C2 true RU2159849C2 (ru) | 2000-11-27 |
Family
ID=20213092
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU98122039/03A RU2159849C2 (ru) | 1998-12-08 | 1998-12-08 | Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2159849C2 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717740C1 (ru) * | 2019-05-28 | 2020-03-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Способ прогноза открытой пористости в пространстве между скважинами |
-
1998
- 1998-12-08 RU RU98122039/03A patent/RU2159849C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
БУЗИНОВ С.И., УМРИХИН И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. - М.: Недра, 1984, с.59 - 62. * |
КНЕЛЛЕР Л.Е. и др. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин по материалам геофизических исследований в скважинах. Геология нефти и газа, N 8, 1992, с.25 - 28. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2717740C1 (ru) * | 2019-05-28 | 2020-03-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Способ прогноза открытой пористости в пространстве между скважинами |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110847901B (zh) | 一种变矿化度地层水下的致密砂岩储层流体识别方法 | |
RU2661489C1 (ru) | Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов | |
CN103616731B (zh) | 一种油气勘探中蚀变火山岩有效储层确定方法及装置 | |
CN112505784B (zh) | 一种煤矿井下盾构机掘进路线选择方法 | |
CN105931125A (zh) | 一种致密油分段多簇体积压裂水平井产量预测方法 | |
CN106503295A (zh) | 一种利用状态空间模型解释油田水淹层的方法及装置 | |
CN112578475B (zh) | 基于数据挖掘的致密储层双甜点识别方法 | |
CN110566196B (zh) | 一种储层连通性分析方法 | |
CN110322363A (zh) | 页岩气储层改造体积计算方法及系统 | |
CN112832738A (zh) | 一种碎屑岩累计生烃强度确定方法及甜点层的识别与评价方法 | |
RU2159849C2 (ru) | Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин | |
CN111335871A (zh) | 一种基于分层产能评价的查层补孔技术方法 | |
RU2135766C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяных залежей | |
CN113960288B (zh) | 一种源-汇系统定量评价方法 | |
CN115387785A (zh) | 一种海相碳酸盐岩生屑灰岩油藏高渗条带识别方法及装置 | |
Ballin et al. | New reservoir dynamic connectivity measurement for efficient well placement strategy analysis under depletion | |
EP2912582B1 (en) | System, method and computer program product for evaluating and ranking geobodies using a euler characteristic | |
CN113376692A (zh) | 致密砂岩气水平井压裂改造方案优化方法及装置 | |
RU2389875C1 (ru) | Способ определения геологических свойств терригенной породы | |
CN111708100B (zh) | 深部薄层油气储层确定方法及相关装置 | |
CN114594518B (zh) | 基于井震交替的开发后期复杂断块精细地层对比方法 | |
US20240018869A1 (en) | Systems and methods for discovering and recovering subsurface fluids and verification of subsurface storage fluids | |
Liu | Prediction Technology and Its Application for Inter Salt Shale Oil Reservoirs | |
CN114814942A (zh) | 水平井段含油饱和度快速解释方法 | |
CN116859485A (zh) | 一种高频层序识别与对比方法、系统、设备及终端 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041209 |