RU2178515C1 - Способ определения остаточной нефтенасыщенности - Google Patents
Способ определения остаточной нефтенасыщенности Download PDFInfo
- Publication number
- RU2178515C1 RU2178515C1 RU2000120718/03A RU2000120718A RU2178515C1 RU 2178515 C1 RU2178515 C1 RU 2178515C1 RU 2000120718/03 A RU2000120718/03 A RU 2000120718/03A RU 2000120718 A RU2000120718 A RU 2000120718A RU 2178515 C1 RU2178515 C1 RU 2178515C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil saturation
- residual oil
- initial
- dependence
- residual
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию нефтяных пластов, в частности к определению остаточной нефтенасыщенности. Техническим результатом является возможность более точного подсчета извлекаемых запасов нефти и более надежного контроля за разработкой месторождения. Способ включает проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров. Определение вида зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как
S = S*-a•(1-S )-b•(1-S )n,
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
S , S - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
а, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности.
S
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
S
а, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности.
Из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность (S*). При этом задаются значением показателя нелинейности (n), уточняя его. В процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости. Строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности (S*) от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией (S*= 1/(1+p•kq), где k - коэффициент проницаемости; р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность S по вышеприведенной формуле. В качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной. 1 з. п. ф-лы, 2 табл. , 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к исследованию нефтяных пластов, в частности к определению остаточной нефтенасыщенности.
На данный момент известно много статистических зависимостей для определения остаточной нефтенасыщенности [1, 2] . Основным недостатком большинства является то, что в эти статистические зависимости входит один значимый параметр: коэффициент проницаемости или начальная нефтенасыщенность.
Известен способ определения остаточной нефтенасыщенности, описанный в работе [2] , взятый за прототип, по которому остаточная нефтенасыщенность определяется по следующей статистической зависимости:
где S - остаточная нефтенасыщенность; S - начальная нефтенасыщенность; m - пористость; . ψ, θ- - коэффициенты, зависящие от особенностей строения пластов; - скорость фильтрации, м/сут.
где S
Общей особенностью статистических зависимостей является то, что в их состав входят эмпирические коэффициенты, которые определяются на этапе обучения. Так, например, для определения эмпирических коэффициентов ψ, θ, из формулы (1) проводятся лабораторные исследования, в которых определяется остаточная нефтенасыщенность, строится статистическая зависимость и определяются эмпирические коэффициенты.
Недостатком этой зависимости является то, что при определении остаточной нефтенасыщенности используется пористость, которая меняется в узких пределах (от 18 до 23%). Нами предлагается использовать проницаемость k пористой среды, которая меняется в более широком диапазоне (от 0,010 до 1,000 мкм2).
Решаемая задача - увеличение точности определения остаточной нефтенасыщенности за счет более полного использования характеристик пористой среды, а также привлечения априорной информации.
Техническим результатом изобретения явится возможность более точного подсчета извлекаемых запасов нефти и более надежного контроля за разработкой месторождения.
Поставленная задача решается тем, что предлагаемый способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как:
S = S*-a•(1-S )-b•(1-S )n, (2)
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
S , S - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
a, b -коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его;
в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией:
S*= 1/(1+p•kg, (3)
где k- коэффициент проницаемости;
p и q -коэффициенты;
и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (2).
S
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности равной 1;
S
a, b -коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его;
в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией:
S*= 1/(1+p•kg, (3)
где k- коэффициент проницаемости;
p и q -коэффициенты;
и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (2).
В качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.
Во-первых, зависимость остаточной нефтенасыщенности от начальной проходит через начало координат.
Во-вторых, при низких значениях начальной нефтенасыщенности остаточная нефтенасыщенность будет равна начальной, т. е. кривая будет проходить по биссектрисе (производная этой функции при S = 0 равна 1).
Отсюда коэффициенты а и b определятся по формулам:
b= (1-S*)/(n-1), (4)
а= 1-b•n, (5)
подставляя формулы (4) и (5) в формулу (2), запишем:
Авторами предлагаемого способа определения остаточной нефтенасыщенности впервые предложено при определении остаточной нефтенасыщенности использовать одновременно два значащих параметра:
- проницаемость и начальную нефтенасыщенность пористой среды, а также использовать априорную информацию.
b= (1-S*)/(n-1), (4)
а= 1-b•n, (5)
подставляя формулы (4) и (5) в формулу (2), запишем:
Авторами предлагаемого способа определения остаточной нефтенасыщенности впервые предложено при определении остаточной нефтенасыщенности использовать одновременно два значащих параметра:
- проницаемость и начальную нефтенасыщенность пористой среды, а также использовать априорную информацию.
Способ осуществляется следующей последовательностью операций:
1. Проведение геофизических исследований скважин.
1. Проведение геофизических исследований скважин.
2. Отбор керна и пластовых флюидов и проведение лабораторных исследований с определением проницаемости, а также начальной и остаточной нефтенасыщенности
3. Нахождение из зависимости (2) предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* в зависимости от задаваемого значения n.
3. Нахождение из зависимости (2) предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* в зависимости от задаваемого значения n.
4. Построение статистической зависимости предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости и нахождение коэффициентов p и q.
5. Определение остаточной нефтенасыщенности по формуле (2).
Более детально последовательность операций может быть разбита на два этапа: обучения и непосредственного расчета и изложена соответственно в нижеследующем примере конкретного осуществления способа.
В качестве примера приведены расчеты остаточной нефтенасыщенности пласту БС10 Мамонтовского месторождения как по предлагаемому методу, так и по прототипу [2] .
Расчет по предлагаемому методу:
I. Этап обучения
1. Отбор керна и пластовых флюидов. Проведение лабораторных опытов по определению проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности.
I. Этап обучения
1. Отбор керна и пластовых флюидов. Проведение лабораторных опытов по определению проницаемости, начальной и остаточной нефтенасыщенности.
2. Произвольно задаемся значением n.
3. По формуле (6) находим S* и заносим найденные значения в табл. 1.
4. Аппроксимируем эти точки зависимостью (3) и находим коэффициенты p и q.
5. Находим коэффициент корреляции К между значениями S*, рассчитанными по формулам (3) и (6).
6. Задаемся новым значением n и повторяем п. п. 2-5 до тех, пор пока не найдем значение показателя нелинейности n, при котором коэффициент корреляции К будет максимальным.
II. Этап непосредственного расчета остаточной нефтенасыщенности
1. Проведение геофизических исследований - гамма каротажа и бокового каротажного зондирования с целью определения проницаемости начальной нефтенасыщенности проницаемости соответственно.
1. Проведение геофизических исследований - гамма каротажа и бокового каротажного зондирования с целью определения проницаемости начальной нефтенасыщенности проницаемости соответственно.
2. По формулам (4) и (5) находим коэффициенты а и b.
3. Зная проницаемость и начальную нефтенасыщенность, определяем остаточную нефтенасыщенность по формуле (2) (табл. 2).
На фиг. 1, а приведены результаты расчетов по прототипу, на фиг. 1, б - по предлагаемому способу. Коэффициент корреляции между значениями остаточной нефтенасыщенности, определенного предлагаемым способом и определенного лабораторным путем, составил 0,91, по прототипу - 0,58.
Видно, что по сравнению с прототипом предлагаемый способ определения более точен.
Способ промышленно применим, так как используются доступное промысловое и лабораторное оборудование и ЭВМ.
Источники информации
1. Касов А. С. , Вашуркин А. И. , Свищев М. Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело". -1981. -36 с.
1. Касов А. С. , Вашуркин А. И. , Свищев М. Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири // Обзорная информация ВНИИОЭНГ. Серия "Нефтепромысловое дело". -1981. -36 с.
2. Черемисин Н. А. , Сонич В. П. , Батурин Ю. Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 1997. - N 9. -С. 58-61.
Claims (2)
1. Способ определения остаточной нефтенасыщенности, включающий проведение геофизических исследований скважин, отбор керна и пластовых флюидов, проведение лабораторных исследований с определением начальной и остаточной нефтенасыщенности, построение статистической зависимости остаточной нефтенасыщенности от некоторых параметров, отличающийся тем, что дополнительно определяют вид зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной как
S = S*-a•(1-S )-b•(1-S )n, (1)
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности, равной 1;
S , S - остаточная и начальная нефтенасыщенности соответственно;
a, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его, в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией S*= 1/(1+p•kq), где k - коэффициент проницаемости, р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (1).
S
где S* - предельная гипотетическая остаточная нефтенасыщенность при начальной нефтенасыщенности, равной 1;
S
a, b - коэффициенты, определяемые с привлечением априорной информации;
n - показатель нелинейности;
из вышеуказанной зависимости находят предельную гипотетическую остаточную нефтенасыщенность, при этом задаются значением показателя нелинейности, уточняя его, в процессе лабораторных исследований определяют коэффициент проницаемости и строят статистическую зависимость предельной гипотетической остаточной нефтенасыщенности S* от коэффициента проницаемости, аппроксимируя ее функцией S*= 1/(1+p•kq), где k - коэффициент проницаемости, р и q - коэффициенты, и определяют остаточную нефтенасыщенность по формуле (1).
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве априорной информации используют информацию о виде зависимости остаточной нефтенасыщенности от начальной.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000120718/03A RU2178515C1 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000120718/03A RU2178515C1 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2178515C1 true RU2178515C1 (ru) | 2002-01-20 |
Family
ID=20238783
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000120718/03A RU2178515C1 (ru) | 2000-08-01 | 2000-08-01 | Способ определения остаточной нефтенасыщенности |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2178515C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9804062B2 (en) | 2010-08-06 | 2017-10-31 | Bp Exploration Operating Company Limited | Apparatus and method for testing multiple samples |
-
2000
- 2000-08-01 RU RU2000120718/03A patent/RU2178515C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
ВАСИЛЬЕВСКИЙ В.Н. и др. Исследование нефтяных пластов и скважин. - М.: Недра, 1973, с.21-24. КАСОВ Н.А. и др. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело. - 1981, с.36. * |
ЧЕРЕМИСИН Н.А. и др. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов, Нефтяное хозяйство. - 1997, № 9, с. 58-61. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9804062B2 (en) | 2010-08-06 | 2017-10-31 | Bp Exploration Operating Company Limited | Apparatus and method for testing multiple samples |
EA034211B1 (ru) * | 2010-08-06 | 2020-01-17 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Способ испытаний многопорционных проб |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP2834453B1 (en) | Methods for determining wettability from nmr measurements | |
RU2704400C1 (ru) | Способ и устройство для прогнозирования изменения скорости нарастания обводненности в нефтяном пласте с водонапорным режимом | |
Jain et al. | Characterization of underlying pore and fluid structure using factor analysis on NMR data | |
Zhou et al. | Evaluating fracture-fluid flowback in Marcellus using data-mining technologies | |
Guadagnini et al. | Anisotropic statistical scaling of soil and sediment texture in a stratified deep vadose zone near Maricopa, Arizona | |
CN111025384A (zh) | 基于波形分类交汇融合的储层预测方法和装置 | |
CN103760600A (zh) | 一种含气饱和度反演方法 | |
CN109408855A (zh) | 一种待压裂水平井的裂缝导流能力值计算方法和装置 | |
RU2683453C1 (ru) | Способ повышения эффективности разработки слабопроницаемых нефтяных коллекторов | |
WO2020112317A2 (en) | Evaluation of formation fracture properties using nuclear magnetic resonance | |
CN108661628B (zh) | 一种基于参数优选的工程甜点定量评价方法 | |
CN112684503B (zh) | 一种基于叠后地震属性的储层流体识别方法及装置 | |
Nelson | An approach to evaluating fractured reservoirs | |
RU2178515C1 (ru) | Способ определения остаточной нефтенасыщенности | |
CN106338767A (zh) | 多参数地震属性分析方法及系统 | |
Al-Mudhafar et al. | Incorporating lithofacies classification and well logs into statistical learning algorithms for comparative multisource permeability modelling | |
US11493461B1 (en) | Wettability estimation using T2 distributions of water in wetting and non-wetting phases | |
CN109989743A (zh) | 一种确定泥浆滤液侵入深度的方法及系统 | |
RU2681050C1 (ru) | Способ отбора кондиционной пробы пластовой воды с помощью опробователей пластов на кабеле | |
RU2556649C1 (ru) | Способ определения динамики извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти | |
CN108548765A (zh) | 一种变粘土骨架的孔隙度计算方法 | |
RU2768341C1 (ru) | Способ прогнозирования дебита скважин с учетом анизотропии проницаемости карбонатных горных пород | |
CN114563821B (zh) | 智能地震波阻抗反演标签数据制作方法及装置 | |
Hunnur et al. | Using Artificial Intelligence to Predict Contamination During Formation Fluid Sampling | |
Sitdikova et al. | Specificity of reservoir simulation of heavy oil field accounting rock wettability |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20051004 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060802 |