RU2165017C2

RU2165017C2 - Способ определения относительной фазовой проницаемости водонефтяного пласта

Info

Publication number: RU2165017C2
Application number: RU99113707A
Authority: RU
Inventors: А.Г. Арье; М.Ю. Желтов; Л.И. Кильдибекова; Н.Д. Федорова; О.Ю. Шаевский
Original assignee: Открытое акционерное общество "Центральная геофизическая экспедиция"
Priority date: 1999-06-24
Filing date: 1999-06-24
Publication date: 2001-04-10

Abstract

Изобретение относится к оценке фильтрационно-емкостных свойств водонефтяных пластов методами подземной гидравлики и может быть использовано для управления процессом нефтедобычи путем регулирования отбора нефти и воды на скважинах промысла. Техническим эффектом изобретения является определение относительной фазовой проницаемости водонефтяных пластов в их естественном залегании при выбранной системе разработки и использование этих данных для проектирования дальнейшей эксплуатации залежи. Для этого измеряют дебиты скважин по нефти и воде по всем скважинам залежи и их вязкости в пластовых условиях. Дополнительно измеряют накопленную добычу нефти на каждый период замера дебита и, используя известное значение ее геологических запасов в недрах, определяют текущее значение водонасыщенности пласта и ее изменение. Затем определяют соответствующие им величины относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды по приведенным математическим формулам. 1 ил.

Description

Изобретение относится к оценке фильтрационно-емкостных свойств водонефтяных пластов методами подземной гидравлики и может быть использовано для управления процессом нефтедобычи путем регулирования отбора нефти и воды на скважинах промысла.

В настоящее время параметры фазовой проницаемости определяют лабораторными испытаниями керна, отбираемого при бурении скважин. В результате получают зависимость относительной фазовой проницаемости по нефти и воде от величины водонасыщенности [1,2].

Основным недостатком метода является невозможность доказательного обоснования репрезентативности переноса свойств керна, взятого в случайной точке пласта на весь продуктивный пласт.

Ближайшим по техническому решению аналогом может служить метод определения фазовых проницаемостей, предложенный А.К. Амирхановым [3].

Его сущность сводится к следующему.

1. Вместо обычных относительных фазовых проницаемостей вводятся некоторые эффективные нелокальные характеристики, отражающие в неявном виде искомые параметры через дебит скважин по воде и нефти в отдельности, общую проницаемость пласта и некоторое значение градиента давления. Водонасыщенность пласта и ее изменение во времени рассчитывают через объем нагнетания.

2. Утверждается, что если эти характеристики слабо зависят от соотношения вязкостей, то их можно использовать вместо обычных фазовых проницаемостей. Эту возможность оценивают путем сравнения полученных характеристик с результатами анализа керна.

Метод имеет следующие недостатки.

1. Метод требует сравнения результатов натурных наблюдений с лабораторным изучением керна, т.е. обязательного отбора анализа керна.

2. Метод не учитывает изменения вязкости водно-нефтяной смеси в пласте по мере его обводнения.

3. Метод строго применим только в усовиях плоскопараллельного течения жидкости в пласте в предположении, что вся нагнетаемая в него вода расходуется исключительно на замещение объема добываемой нефти.

Вследствие того, что вязкость жидкости в скважинах промысла изменяется в широких пределах, плоскопараллельная фильтрация в пласте практически никогда не реализуется, а керн из пласта, если и отбирается, то в совершенно случайной его точке, применение метода (прототипа) приводит к непредсказуемо высоким погрешностям в оценке параметров.

Технической задачей предлагаемого способа является определение относительной фазовой проницаемости водонефтяных пластов в их естественном залегании при выбранной системе разработки и использование этих данных для проектирования дальнейшей эксплуатации залежи.

Поставленная задача достигается тем, что в способе определения относительной проницаемости водонефтяного пласта, включающем измерение дебитов скважин по нефти и воде, их вязкостей в пластовых условиях, определение водонасыщенности пласта и ее изменения, дополнительно в процессе эксплуатации определяют объем накопленной добычи нефти на каждый период замера дебита, определяют объем балансового запаса нефти в пласте, задают параметр, отвечающий за фазовые взаимодействия воды, нефти и вмещающей породы, включая капиллярные силы, а текущее значение водонасыщенности пласта и ее изменения и соответствующие им величины относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды определяют по формулам
S = S₀+ΔS;

(1)

(2)

(3)
где S и S₀ - соответственно текущая и начальная водонасыщенность пласта;
ΔS₀ - - изменение водонасыщенности пласта;
W - объем накопленной добычи нефти, м³;
Z - объем балансового запаса нефти в залежи, м³;
K_н и K_в - относительная фазовая проницаемость по нефти и воде соответственно;
Q_н и Q_в - расход скважины по нефти и воде соответственно, м³/год;
μ_н, μ_в - - динамические коэффициенты вязкости для нефти и воды 6 соответственно, мПа·с;
α = [(J-J_он)/(J-J_ов)]² - параметр, ответственный за фазовые взаимодействия воды, нефти и вмещающей породы, включая капиллярные силы;
J - градиент давления, МПа/м;
J_он, J_ов - начальные градиенты давления для нефти и воды соответственно, МПа/м.

По результатам определения строят график зависимости К_н и К_в от S.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где представлен график зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти и воде от водонасыщенности пласта.

Теоретическое обоснование способа состоит в следующем.

1. Очевидно, что пластовая вода полностью замещает извлеченную нефть. Тогда приращение водонасыщенности пласта в соответствии с определением этого понятия выражается уравнением
dS = dW/W_пл, (4)
где W_пл - нефтенасыщенный объем пласта, a W - объем накопленной добычи нефти, интегрирование уравнения (4) в пределах 0≤S≤1 и 0≤W≤Z дает значение приращения водонасыщенности в виде
ΔS = W/W_пл
или вследствие того, что:
W_пл=Z/(1-S₀)

(5)
Отсюда полная водонасыщенность пласта выражается формулой:

(6)
2. По определению (см. например [4]) относительная фазовая проницаемость для нефти выражается как

, (7)
где К_н - проницаемость нефтезаполненной части коллектора;
К - полная проницаемость коллектора;
К_нф - коэффициент подвижности нефтяной части коллектора;
К_ф-то же для всего коллектора;
μ_н - вязкость нефти в пластовых условиях;
μ - средняя вязкость водонефтяной смеси в пласте.

Аналогичное выражение для относительной фазовой проницаемости по воде имеет вид

(8)
где К_вф - коэффициент подвижности водной части коллектора.

Из обобщенного закона фильтрации (2) следует, что:

, (9)
где Q - расход фильтрационного потока;
F - площадь его поперечного сечения;
J - градиент давления;
J₀ - начальный градиент фильтрации.

Очевидно, что для расхода воды, фильтрующейся из пласта, насыщенного водой и нефтью:

(10)
а для нефти:

, (11)
где J_ов и J_он - начальные градиенты фильтрации соответственно для воды и нефти.

В рассматриваемой постановке задачи начальный градиент фильтрации учитывает энергию фазовых взаимодействий, включая капиллярные эффекты.

После подстановки К_нф, К_вф, К_ф из (9), (10), (11) в формулы (7) и (8) будем иметь

(12)

, (13)
где Q = Q_в + Q_н, a

- параметр, определяющий подвижность жидкостной массы (суммарно воды и нефти) в пустотном пространстве коллектора, в зависимости от его насыщенности водой и нефтью.

Очевидно, что величина этого параметра зависит от соотношения долей воды и нефти в суммарном объеме добычи и поэтому изменяется в зависимости от изменения этого соотношения. Усредненная его величина, выраженная, как средне-взвешенное по дебиту воды и нефти значение составляет:

(14)
Подставляя полученное выражение (14) в формулы (12) и (13) будем иметь

(15)

(16)
где

Приведенное теоретическое обоснование показывает физическое содержание и технологический смысл расчетных соотношений (1), (2) и (3).

Реализация способа состоит в следующем.

1. В процессе эксплуатации залежи отбирают образцы воды и нефти и определяют их вязкость в пластовых условиях, для чего измеряют давление и температуру в пласте.

2. Измеряют суммарный и дифференцированный годовой отбор воды и нефти по всем скважинам промысла.

3. Измеряют объем накопленной добычи нефти и определяют значения водонасыщенности пласта на те же моменты времени по формуле (1).

4. Задаваясь некоторым значением α (от 0 до 1) по формулам (2) и (3) определяют величины относительной фазовой проницаемости на разные моменты времени нефтеотбора.

5. Строят график зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти и воде от водонасыщенности пласта.

6. Строят гидродинамическую модель продуктивдого пласта и адаптируют ее к данным эксплуатации, изменяя значение α.
Предложенный способ определения относительной фазовой проницаемости был использован для оценки зависимости относительной фазовой проницаемости по нефти и воде от водонасыщенности водогазонефтяного пласта AB_2-3 Белозерского участка самотлорского месторождения, с целью адаптации флюидодинамической модели залежи к истории ее разработки. По результатам эксплуатации были известны величины годовой добычи нефти (Q_н) и воды (Q_в) и накопленной добычи нефти (W) на каждый год эксплуатации, а также общая величина балансовых запасов нефти по пласту, значения начальной водонасыщенности (S₀) и вязкостей нефти и воды в пластовых условиях.

После определения зависимости фазовых проницаемостей от водонасыщенности пласта с использованием априорно заданной величины α, изменяя ее, удалось подобрать искомую зависимость удовлетворительно согласующую модельный эксперимент с реальными параметрами проведенной эксплуатации. Форма зависимости при α = 0,2 приведена на чертеже. Диаграмма позволяет определять относительную фазовую проницаемость водонефтяных пластов в их естественном залегании при выбранной системе разработки и использовать эти данные для проектирования дальнейшей эксплуатации залежи.

Источники информации
1. Амикс Дж., Басе. Д., Уайтинг P., Физика нефтяного пласта, М.: Гостоптехиздат, 1962, 571 с.

2. Арье А.Г. Физические основы фильтрации подземных вод. М.: Недра, 1984 г., 101 с.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Под редакцией Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983 г., 463 с. (прототип).

4. Щелкачев В.Н. Избранные труды. Том 1, ч. 2, М.: Недра, 1990 г., 232 с.

Claims

Способ определения относительной проницаемости водонефтяного пласта, включающий измерение дебитов скважин по нефти и воде, их вязкостей в пластовых условиях, определение водонасыщенности пласта и ее изменения, отличающийся тем, что в процессе эксплуатации определяют объем накопленной добычи нефти на каждый период замера дебита, определяют объем балансового запаса нефти в пласте, задают параметр, отвечающий за фазовые взаимодействия воды, нефти и вмещающей породы, включая капиллярные силы, а текущее значение водонасыщенности пласта и ее изменения и соответствующие им величины относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды определяют по формулам
K_н = (1-ΔS)/[1+((Q_в·μ_в)/(Q_н·μ_н))·α],
K_в = ΔS/[1+((Q_н·μ_н)/(Q_в·μ_в))·(1/α)],
S = S₀ΔS, ΔS = (1-S₀)·(W/Z),
где S и S₀ - соответственно текущая и начальная водонасыщенность пласта;
ΔS - изменение водонасыщенности пласта;
W - объем накопленной добычи нефти, м³;
Z - объем балансового запаса нефти и залежи, м³;
К_н и К_в - относительная фазовая проницаемость по нефти и воде соответственно;
Q_н и Q_в - расход скважины по нефти и воде соответственно, м³/год;
μ_н и μ_в - динамические коэффициенты вязкости для нефти и воды соответственно, мПа·с;
α = [(J-J_он)/(J-J_ов)]² - параметр, ответственный за фазовые взаимодействия воды, нефти и вмещающей породы, включая капиллярные силы;
J - градиент давления, МПа/м;
J_он и J_ов - начальные градиенты давления для нефти и воды соответственно, МПа/м.