RU2166082C1 - Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами - Google Patents
Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166082C1 RU2166082C1 RU2000100871A RU2000100871A RU2166082C1 RU 2166082 C1 RU2166082 C1 RU 2166082C1 RU 2000100871 A RU2000100871 A RU 2000100871A RU 2000100871 A RU2000100871 A RU 2000100871A RU 2166082 C1 RU2166082 C1 RU 2166082C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- initial
- permeability
- saturation
- filtration rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет более полного и наглядного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы. Для этого в способе замеряют параметры глинистости, пластовое давление, вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований. Строят поля давлений и векторные и скалярные поля скоростей фильтрации. Рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид: Y = 0,626 - 0,007678z3 - 0,001916z2 + 2,796 · 10-6 z2z3, где z2 = -0,38x1 + 0,54x2 + 0,49x3 - 0,28x4 - 0,50x5, z3 = 0,88x1 + 0,42x2 + 0,19x3 + 0,09x4 + 0,08x5; x1 - глинистость, д. ед.; x2 - начальная нефтенасыщенность, %; x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м; x4 - проницаемость, мД; x5 - скорость фильтрации, м/год; и при значении Y < 0,3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия. 1 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами.
Известен способ контроля за разработкой нефтяных месторождений /1/ с предварительным определением проницаемости, пористости, мощности пласта, вязкости агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, расчетом модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (МФ ОФП) агента вытеснения, и вытесняемой жидкости, построением полей начальной нефтенасыщенности, проницаемости и мощностей и математическим моделированием процессов фильтрации в пористой среде для контроля фильтрационных потоков, формирующихся при разработке.
Известное техническое решение недостаточно эффективно для контроля за разработкой глинизированных коллекторов.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами /2/, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выдачу рекомендаций по проведению определенных геолого-технических мероприятий.
Прототип недостаточно эффективен, так как не учитываются скорости и направления фильтрации жидкости в пористой среде.
Решаемая предлагаемым изобретением задача и ожидаемый технический результат заключаются в повышении эффективности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами за счет более полного и наглядного учета параметров, характеризующих протекающие в пористой среде процессы.
Поставленная задача решается тем, что дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = -0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5 (1)
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5 (2)
где xi - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год;
и при значении Y < 0.3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия.
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = -0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5 (1)
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5 (2)
где xi - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год;
и при значении Y < 0.3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого технического решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию "Новизна".
Что касается "Изобретательского уровня", то для определения вида зависимости был проведен статистический анализ данных по скважинам с помощью метода главных компонент [3], позволяющий распознавать принадлежность скважин к классам:
1) применение геолого-технических мероприятий;
2) оставить существующую систему разработки.
1) применение геолого-технических мероприятий;
2) оставить существующую систему разработки.
С помощью метода главных компонент были найдены наиболее значимые компоненты (1), (2). Была построена зависимость коэффициента нефтеотдачи от главных компонент (см. чертеж).
На чертеже кружками обозначены значения текущего коэффициента нефтеизвлечения от 0.4 до 0.6, треугольниками от 0.2 до 0.4 и квадратиками меньше 0.2.
Легко заметить, что линия Y = 0.3 разделяет значения Кин выше и ниже 0.4, и соответственно, разделяет хорошо разрабатываемые участки и участки, требующие вмешательства.
Такой подход позволяет эффективнее спланировать геолого-технические мероприятия по доизвлечению нефти в глинизированных коллекторах.
Таким образом, отличительные признаки предлагаемого технического решения являются новыми, а заявляемая совокупность признаков соответствует критерию "Изобретательский уровень".
Способ осуществляется следующей последовательностью операций.
1. Проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах.
2. Построение полей давлений и полей градиентов давлений.
3. Нестационарные фильтрационные исследования кернов для определения относительных фазовых проницаемостей нефти и воды.
4. Построение векторных и скалярных полей скоростей фильтрации.
5. Расчет значений коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = -0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5
где x1 - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год.
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = -0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5
где x1 - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год.
6. Выдача рекомендаций при значении Y < 0.3 проводить интенсифицирующие мероприятия.
Пример конкретного осуществления способа на горизонте D0 Чишминской площади Ромашкинского месторождения
1. Были проведены геофизические исследования скважин, определены параметры глинистости, давления в скважинах. Данные по одному из участков приведены в табл. 1.
1. Были проведены геофизические исследования скважин, определены параметры глинистости, давления в скважинах. Данные по одному из участков приведены в табл. 1.
2. По известным замерам начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления, глинистости были построены соответствующие карты начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости, давления, глинистости.
3. По данным эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин и выше построенных были рассчитаны карты остаточных нефтенасыщенных толщин и остаточной нефтенасыщенности. Результаты приведены в табл. 1.
4. По данным нестационарных исследований кернов определены относительные фазовые проницаемости нефти и воды в виде
f1(s) = xaf2(s) = (1-x)b
где f1(s) - относительная фазовая проницаемость по воде; f2(s) - относительная фазовая проницаемость по нефти; Sc - начальная водонасыщенность; ST - конечная водонасыщенность; а и b - параметры относительных фазовых проницаемостей, поиск которых осуществляется по результатам нестационарных исследований [4].
f1(s) = xaf2(s) = (1-x)b
где f1(s) - относительная фазовая проницаемость по воде; f2(s) - относительная фазовая проницаемость по нефти; Sc - начальная водонасыщенность; ST - конечная водонасыщенность; а и b - параметры относительных фазовых проницаемостей, поиск которых осуществляется по результатам нестационарных исследований [4].
5. По картам давлений построены карты градиентов давлений по следующей формуле
Частные производные в точке вычислялись по формуле центральных разностей
Зная градиент давления, линии тока жидкости можно определить как вектор, противоположный по направлению градиенту давления.
Частные производные в точке вычислялись по формуле центральных разностей
Зная градиент давления, линии тока жидкости можно определить как вектор, противоположный по направлению градиенту давления.
6. Скорость фильтрации одной из фаз в заданной точке (x0, y0) определена по формуле
где μi- вязкость соответствующей фазы; k(x0, y0) - тензор проницаемости, определяемый по данным соответствующих исследований кернов; S(x0, y0) - текущая нефтенасыщенность; gradP(x0,y0) в точке (x0, y0), где f1(s) и f2(s) - относительные фазовые проницаемости воды и нефти.
где μi- вязкость соответствующей фазы; k(x0, y0) - тензор проницаемости, определяемый по данным соответствующих исследований кернов; S(x0, y0) - текущая нефтенасыщенность; gradP(x0,y0) в точке (x0, y0), где f1(s) и f2(s) - относительные фазовые проницаемости воды и нефти.
Скорость совместной фильтрации фаз (нефти и воды) в заданной точке (x0, y0) определяется по известной формуле
v0(x0, y0>) = v1(x0, y0)+v2(x0, y0),
где v1(x0, y0), v2(x0, y0) - скорость водной и нефтяной фазы соответственно. Таким образом, общая скорость фильтрации жидкости
7. Вычислив в заданных скважинах:
x1 - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год,
вычислили критерий по следующей формуле
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = - 0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5
Зная значение критерия Y, воспользовались правилом при Y < 0.3 рекомендовать проведение интенсифицирующих мероприятий.
v0(x0, y0>) = v1(x0, y0)+v2(x0, y0),
где v1(x0, y0), v2(x0, y0) - скорость водной и нефтяной фазы соответственно. Таким образом, общая скорость фильтрации жидкости
7. Вычислив в заданных скважинах:
x1 - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность,%;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год,
вычислили критерий по следующей формуле
Y = 0.626 - 0.007678z3 - 0.001916z2 + 2.796·10 - 6z2z3
где z2 = - 0.38x1 + 0.54x2 + 0.49x3 - 0.28x4 - 0.50x5
z3 = 0.88x1 + 0.42x2 + 0.19x3 + 0.09x4 + 0.08x5
Зная значение критерия Y, воспользовались правилом при Y < 0.3 рекомендовать проведение интенсифицирующих мероприятий.
В табл. 2 приведены результаты расчетов.
Таким образом, предложенный способ контроля за разработкой нефтяных месторождений с глинизированными коллекторами эффективен и промышленно применим.
Источники информации
1. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, БИ N 28, 1997.
1. Патент РФ N 2092691, E 21 В 47/00, БИ N 28, 1997.
2. А.Я. Хавкин, Р.С. Хисамов Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне. - Нефтяное хозяйство, 1998, N 4, с.47.
3. К. Фукунага Введение в статистическую теорию распознавания образов //Москва, Наука, 1979, 368 с.
4. Карачурин Н.Т. Нечеткие подходы к решению обратных задач в системах добычи нефти и газа //Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук, Уфа, БГУ, 1997.
Claims (1)
- Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами, включающий проведение геофизических исследований скважин, определение параметров глинистости и пластового давления в скважинах, построение полей давлений и выдачу рекомендаций по проведению определенных геолого-технических мероприятий, отличающийся тем, что дополнительно замеряют вязкости нефти и воды, относительные фазовые проницаемости нефти и воды по результатам нестационарных исследований, строят векторные и скалярные поля скоростей фильтрации, рассчитывают значение коэффициента нефтеотдачи по многомерному уравнению его зависимости от глинистости, начальной нефтенасыщенности, начальной нефтенасыщенной толщины, проницаемости и скорости фильтрации, имеющему вид
Y = 0,626 - 0,007678z3 - 0,001916z2 + 2,796 · 10-6 z2z3,
где z2 = -0,38x1 + 0,54x2 + 0,49x3 - 0,28x4 - 0,50x5,
z3 = 0,88x1 + 0,42x2 + 0,19x3 + 0,09x4 + 0,08x5,
где x1 - глинистость, д.ед.;
x2 - начальная нефтенасыщенность, %;
x3 - начальная нефтенасыщенная толщина, м;
x4 - проницаемость, мД;
x5 - скорость фильтрации, м/год,
и при значении Y < 0,3 рекомендуют проводить интенсифицирующие мероприятия.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100871A RU2166082C1 (ru) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000100871A RU2166082C1 (ru) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2166082C1 true RU2166082C1 (ru) | 2001-04-27 |
Family
ID=20229356
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000100871A RU2166082C1 (ru) | 2000-01-11 | 2000-01-11 | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2166082C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112081588A (zh) * | 2020-10-26 | 2020-12-15 | 西南石油大学 | 一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法 |
-
2000
- 2000-01-11 RU RU2000100871A patent/RU2166082C1/ru active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ХАВКИН А.Я. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформируемого состояния в призабойной зоне. Ж. "Нефтяное хозяйство", 1998, № 4, с.47. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112081588A (zh) * | 2020-10-26 | 2020-12-15 | 西南石油大学 | 一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法 |
| CN112081588B (zh) * | 2020-10-26 | 2022-02-15 | 西南石油大学 | 一种判断相对渗透率曲线中化学体系黏度变化的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Sharma et al. | Fines migration in porous media | |
| Chequer et al. | Injectivity decline during low-salinity waterflooding due to fines migration | |
| RU2480584C1 (ru) | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей | |
| Johnson et al. | Calculation of relative permeability from displacement experiments | |
| Bedrikovetsky et al. | Modified particle detachment model for colloidal transport in porous media | |
| Maini et al. | Effects of temperature on heavy oil-water relative permeability of sand | |
| CN105822302A (zh) | 一种基于井地电位法的油水分布识别方法 | |
| RU2005138012A (ru) | Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов | |
| Christman et al. | Comparison of laboratory-and field-observed CO2 tertiary injectivity | |
| CN103776739A (zh) | 罗伯逊－斯蒂夫流体在多孔介质中的启动压力梯度的预测方法 | |
| RU2166082C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения с глинизированными коллекторами | |
| Bouchard et al. | Reservoir-engineering implications of capillary-pressure and relative-permeability hysteresis | |
| RU2166630C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения | |
| CN113837482B (zh) | 一种断溶体油藏动态预测方法 | |
| Al-Zaidi et al. | Supercritical CO2 behaviour during water displacement in a sandstone core sample | |
| Mazo et al. | Upscaling of absolute permeability for a super element model of petroleum reservoir | |
| Seth | Unsteady-state pressure distribution in a finite reservoir with partial well-bore opening | |
| Dullien | Capillary effects and multiphase flow in porous media | |
| RU2788204C1 (ru) | Способ определения коэффициента извлечения нефти для неоднородного пласта | |
| RU2717326C1 (ru) | Способ оценки охвата пласта системой разработки | |
| RU2175381C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2717847C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2148169C1 (ru) | Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения со слоисто-неоднородными пластами | |
| Zakirov et al. | History matching for Lauchstaedt underground gas storage | |
| Kurbonov | Computer modelling of the fluid filtration process in porous media |