RU2245442C1 - Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области исследования скважин и определения типа карбонатного коллектора по результатам исследований. Техническим результатом изобретения является повышение надежности определения типа карбонатного коллектора за счет выявления отсутствия или наличия процессов капиллярного впитывания воды в пористые блоки матрицы в ходе исследований скважины. Для этого проводят исследование разведочной, добывающей или нагнетательной скважины, пробуренной на нефтенасыщенный или газонасыщенный пласт в два этапа. На первом этапе производят закачку воды и замеры расходов воды. На втором этапе осуществляют добычу пластового флюида и производят замеры дебитов по нефти или газу и воде и на обоих этапах осуществляют замеры забойного давления. По измеряемым параметрам определяют обводненность продукции, объемы добываемой и закачанной воды. Тип карбонатного коллектора определяют по динамике изменения забойного давления на первом и втором этапах исследования, динамике обводненности продукции скважины на втором этапе исследования и изменению во времени отношения накопленного объема добываемой воды к общему объему закачанной воды в ходе второго этапа исследования. Для лучшей идентификации чисто трещиноватого и пористого типов коллекторов дополнительно производят отбор и лабораторные исследования керна из продуктивного интервала и учитывают результаты лабораторных исследований керна при идентификации типа карбонатного коллектора.1 з.п.ф-лы, 6 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к области исследования скважин и определения типа карбонатного коллектора по результатам проведенных исследований. Наиболее часто применяемая типизация карбонатного коллектора различает чисто трещинные, трещиновато-пористые и пористые типы.

Известен способ определения типа карбонатного коллектора на основе лабораторных исследований кернов (см. Багринцева К.И. Карбонатные породы - коллекторы нефти и газа. М: Недра, 1977, c.67-83). Он заключается в пропитывании керна люминесцентным раствором. Изучение пропитанного образца позволяет определить наличие и характер распределения различных видов пустот: мелких пор, каверн и трещин. На основе проведенного анализа делается вывод о принадлежности коллектора к трещинному, пористому или трещиновато-пористому типу. Основным недостатком метода является тот факт, что керновые данные являются точечными и при извлечении на поверхность керн распадается по отдельным трещинам. По этой причине исследования на кернах не способны в полной мере отразить реальное строение продуктивного пласта. Кроме того, здесь велика роль случайности, что может определить непредставительность кернового материала.

Наиболее близкими к предлагаемому способу являются исследования скважины со снятием кривой восстановления забойного давления (КВД). Их проводят следующим образом. Скважину, осуществлявшую добычу из пласта в течение длительного времени, останавливают. С этого момента осуществляют замеры забойного давления во времени.

Существует несколько методик идентификации типа коллектора по получаемой динамике восстановления забойного давления. Все они основаны на построении в специальных координатах кривой изменения этого показателя во времени. В частности, метод Полларда-Пирсона основывается на аппроксимации зависимости забойного давления от времени суммой трех экспоненциальных слагаемых (Pollard P. Evaluation of Acid Treatments from Pressure Build-Up Analysis. AIME Petroleum Transactions, Vol.216, 1959, pp.38-43 и Pirson R.S., Pirson S.J. An Extension of the Pollard Analysis Method of Well Pressure Build-Up and Drawdown Tests. SPE Paper 101).

Недостатком методик идентификации типа коллектора по КВД является использование упрощенных моделей однофазной фильтрации. Поэтому часто форма фактически полученных кривых не соответствует модельной или допускает неоднозначную интерпретацию. Другим недостатком является неучет распределения флюидов в поровом пространстве коллектора. Так, при наличии нефти только в трещинах и капиллярно связанной воды в пористых блоках матрицы исследуемый коллектор относится к чисто трещинному типу. Однако кривая восстановления забойного давления покажет участие в фильтрации обеих систем пустот.

В подтверждение сказанного рассмотрим результаты математических экспериментов, выполненных авторами изобретения. Процесс исследования скважины со снятием КВД при заданных параметрах пласта моделировался численно в предположении наличия трещиновато-пористого коллектора.

Выбранный для моделирования пласт характеризуется следующими основными параметрами. Радиус непроницаемой границы пласта составляет 500 м, радиус скважины - 10 см, толщина пласта 15 м. Коэффициенты пористости и абсолютной проницаемости для системы трещин приняты равными соответственно 0,01 и 500 мДарси, для пористой матрицы - 0,2 и 1 мДарси. Коэффициенты остаточной водо- и нефтенасыщенности составляют по 0,2. Перед остановкой для снятия КВД скважина эксплуатируется в течение 100 суток с дебитом 50 м³/сут. Начальное пластовое давление составляет 200 кгс/см². Призабойная зона пласта характеризуется коэффициентом проницаемости 25 мД, ее протяженность варьировалась от 3,2 см до 2 метров. Также варьировались значения удельной поверхности контакта трещин и пористых блоков (величина shape-factor) - от 8,9 м^-2 до 0,00089 м^-2.

Полученные кривые восстановления забойного давления обрабатывались по методике Полларда-Пирсона. Математические эксперименты показали, что определяемый по этой методике объем системы трещин соответствует 75-80% истиной величины, а нефтенасыщенный объем пористой матрицы занижается в 6-7 раз. В случае малой удельной поверхности контакта трещин и пористых блоков объем обеих пустотных систем занижается более чем в 10 раз. Сильно заниженная оценка запасов нефти в пористой матрице может привести к ошибочной идентификации коллектора как чисто трещинного.

Правильное определение типа коллектора играет важнейшую роль при выборе системы разработки нефтяного месторождения. В трещиновато-пористых пластах основные запасы нефти содержатся в низкопроницаемой пористой матрице. Слагающие ее карбонатные породы обычно характеризуются гидрофильными свойствами. Поэтому для извлечения указанных запасов нефти необходимо задействовать механизм капиллярной пропитки, что диктует более низкие темпы заводнения по сравнению с чисто трещинными или чисто пористыми коллекторами.

В основу настоящего изобретения положена задача создания метода определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины, основанного на выявлении отсутствия или наличия процессов капиллярного впитывания воды в пористые блоки матрицы.

Выполнение указанной задачи достигают тем, что в способе определения типа карбонатного коллектора, включающем проведение исследования разведочной, добывающей или нагнетательной скважины, пробуренной на нефтенасыщенный или газонасыщенный пласт, основанного на измерении забойного давления, отличающемся тем, что исследование скважины осуществляют в два этапа, на первом этапе производят закачку воды и замеры расходов воды. На втором этапе осуществляют добычу пластового флюида и производят замеры дебитов по нефти или газу и воде, и на обоих этапах осуществляют замеры забойного давления. По измеряемым параметрам определяют обводненность продукции, объемы добываемой и закачанной воды, и тип карбонатного коллектора определяют по динамике изменения забойного давления на первом и втором этапах исследования, динамике обводненности продукции скважины на втором этапе исследования и изменению во времени отношения накопленного объема добываемой воды к общему объему закачанной воды в ходе второго этапа исследования. При этом карбонатный коллектор относят к трещиновато-пористому типу, если отношение накопленного объема добываемой воды к общему объему закачанной воды стабилизируется на уровне значений не более 20%, забойное давление стабилизируется на первом этапе, а на втором этапе снижается с последующей стабилизацией, а обводненность продукции скважины падает до нулевых значений. Карбонатный коллектор относят к чисто трещинному типу, если отношение накопленного объема добытой на втором этапе воды к общему объему закачанной на первом этапе воды составляет 65-100%, забойное давление непрерывно возрастает на первом этапе и снижается во времени на втором этапе, а обводненность добываемой продукции близка к 100% в течение нескольких часов с начала второго этапа и затем постепенно убывает. Карбонатный коллектор относят к пористому типу, если отношение накопленного объема добытой на втором этапе воды к общему объему закачанной на первом этапе воды составляет 65-100%, забойное давление стабилизируется на первом этапе, а на втором этапе резко снижается с последующей стабилизацией, а обводненность добываемой продукции близка к 100% в течение нескольких часов с начала второго этапа и затем постепенно убывает. Для лучшей идентификации чисто трещинного и пористого типов коллекторов дополнительно производят отбор и лабораторные исследования керна из продуктивного интервала и учитывают результаты лабораторных исследований керна при идентификации типа карбонатного коллектора.

Способ осуществляют следующим образом.

Специализированные исследования скважины проводят в 2 этапа.

На первом этапе производят закачку в скважину воды. При этом осуществляют замеры расхода воды и забойного давления.

Затем скважине придают функции добывающей и осуществляют отбор жидкости с заданным (возможно, изменяющимся во времени) дебитом. При этом осуществляют замеры забойного давления, обводненности продукции и объема добываемой воды.

Для определения типа продуктивного коллектора используют следующие данные:

- динамику изменения забойного давления на первом и втором этапах исследования;

- динамику обводненности продукции скважины на втором этапе исследования;

- изменение во времени отношения текущего накопленного объема отобранной воды к общему объему закачанной воды в ходе второго этапа исследования.

Предлагаемый способ идентификации типа коллектора основывается на выявленных в результате математических экспериментов закономерностях изменения во времени перечисленных показателей эксплуатации скважины в зависимости от типа коллектора. Физическая сущность исследуемых двухфазных фильтрационных процессов заключается в следующем.

В чисто трещинных и чисто пористых пластах закачанная вода к концу второго этапа исследования извлекается полностью или почти полностью.

В случае трещиновато-пористого коллектора закачиваемая на первом этапе вода за счет процессов капиллярной пропитки вытесняет нефть из низкопроницаемой матрицы в систему трещин, по которой нефть затем движется к скважине. Вода, впитавшаяся в матрицу породы, капиллярными силами удерживается там, в результате чего на втором этапе, в основном, обеспечивается однофазный приток нефти по системе трещин к скважине.

Продолжительность этапов исследования предлагается выбирать из следующих соображений. При закачке воды - по динамике изменения забойного давления. Окончание первого этапа определяется по достижению стабилизированного, медленно растущего значения давления. Это служит критерием для перевода скважины в режим добычи. Как показано ниже, в случае чисто трещинного пласта стабилизации давления не наблюдается. В такой ситуации первый этап ограничивается заранее выбранным временным промежутком. В математических экспериментах эта величина принята равной 10 суткам.

Второй этап исследования прекращается при достижении скважиной нулевой (или почти нулевой) обводненности и стабилизации значения накопленного объема добытой воды. Продолжительность второго этапа может определяться и заданной величиной времени, в математических экспериментах его продолжительность также принята равной 10 суткам.

Суть математических экспериментов состояла в численном моделировании процесса специализированных исследований скважины в указанные два этапа для различных типов продуктивных коллекторов. Использовалась модель одномерной радиальной двухфазной фильтрации в трещиновато-пористом пласте (см. Kazemi H. Numerical Simulation of Water-Oil Flow in Naturally Fractured Reservoirs. SPE Paper 5719, SPE Journal, December 1976, pp.317-326). Модель позволяет рассматривать и частные случаи чисто трещинного и чисто пористого коллекторов.

При моделировании фильтрации в системе трещин обычно полагают относительные фазовые проницаемости (ОФП) для нефти и воды линейными функциями водонасыщенности. Однако в последнее время появились исследования, демонстрирующие проявление нелинейности указанных зависимостей (В.И.Колганов. Проявление относительных фазовых проницаемостей при заводнении трещиновато-поровых карбонатных коллекторов. Нефтяное хозяйство, 1/2003, сс.41-43). Для большей общности выводов каждый из численных экспериментов проводился в двух вариантах: с использованием линейных и нелинейных относительных фазовых проницаемостей для системы трещин.

Приведем в качестве примера значения параметров пласта и пластовых флюидов, использованные в одном из численных экспериментов.

Радиус непроницаемой границы пласта составляет 500 м, радиус скважины - 10 см. Толщина пласта 15 м.

Для трещиновато-пористого пласта коэффициенты пористости и абсолютной проницаемости для системы трещин приняты равными соответственно 0,01 и 500 мДарси, для пористой матрицы - 0,2 и 1 мДарси. В случае чисто трещинного коллектора используются значения 0,01 и 500 мДарси, в случае чисто пористого коллектора - 0,2 и 500 мДарси соответственно.

Для трещиновато-пористого коллектора коэффициенты остаточной нефте- и водонасыщенности (S_но и S_вo) составляют по 0,2 как для пористой матрицы, так и для системы трещин в случае нелинейных ОФП. Относительные фазовые проницаемости по нефти и воде для пористой матрицы представлены соответственно функциями k_н=(S_н-S_нo)² и k_в=(S_в-S_во)², где через S_н и S_в обозначены текущие значения нефте- и водонасыщенности соответственно. В случае нелинейных ОФП для системы трещин используются те же зависимости, что и для матрицы, и те же значения коэффициентов остаточной насыщенности. Случай линейных ОФП для трещин характеризуется нулевыми значениями остаточных нефте- и водонасыщенности в трещинах и ОФП принимаются в виде k_н=S_н и k_в=Sв.

Капиллярное давление для пористой матрицы представлено зависимостью Р_кап=0,4·S $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{-3}}{\text{в}}$ . В случае линейных ОФП в системе трещин капиллярное давление принято равным нулю, в случае нелинейных ОФП для системы трещин принята зависимость Р_кап=0,0161·S $\genfrac{}{}{0ex}{}{\text{-1.1943}}{\text{в}}$ .

При моделировании чисто трещинного и пористого типов коллекторов используются те же коэффициенты остаточной насыщенности, ОФП и кривая капиллярного давления, что и для системы трещин трещиновато-пористого пласта. Для чисто трещинного коллектора также рассматриваются два случая - с линейными и нелинейными функциями ОФП. Для пористого типа коллектора указанные параметры соответствуют системе трещин трещиновато-пористого пласта с нелинейными ОФП.

Вязкости нефти и воды составляют 5 cпз и 1 cпз соответственно. Значения плотности в стандартных условиях составляют 0,81 г/см³ для нефти и 1,3 г/см³ для воды. В пластовых условиях плотность воды принята постоянной и равной 1,288 г/см³, а плотность нефти линейно зависит от давления: ρ_н=0,82+0,0007·р_н. В приведенной зависимости давление р_н выражается в кгс/см².

Призабойная зона пласта характеризуется коэффициентом проницаемости 25 мД, ее протяженность составляет 3,2 см. Для трещиновато-пористого пласта значение удельной поверхности контакта трещин и пористых блоков (shape-factor) составляет 8,9 м^-2.

На первом этапе исследования скважина в течение 10 суток осуществляет закачку воды в пласт с расходом 100 м³/сут. Продолжительность второго этапа также составляет 10 суток. При этом скважина эксплуатируется с постоянным дебитом по жидкости, равным 200 м³/сут.

На начало 1 этапа исследования пластовое давление составляет 200 кгс/см², в пласте присутствуют нефть и остаточная вода.

Полученные при указанных данных для разных типов коллекторов искомые зависимости приведены на фиг.1-6.

По результатам математических экспериментов выявлены характерные особенности динамик показателей эксплуатации скважины в ходе двух этапов ее исследования. Анализ полученных результатов показывает следующее.

1. Чисто трещинные пласты отличаются наличием запасов нефти только в системе трещин и малыми значениями “пористости”. Это приводит к заметному росту забойного давления в ходе всего первого этапа исследования, а также к постепенному во времени падению забойного давления при отборе жидкости.

Низкопроницаемая матрица трещиновато-пористого коллектора обычно характеризуется большими значениями порового объема по сравнению с объемом трещин. Отток воды из трещин в блоки матрицы при закачке воды и обратный приток нефти в трещины на втором этапе исследования обеспечивают стабилизацию и слабое изменение величины забойного давления в течение существенной части времени на каждом из этапов исследований. В определенной мере это связано и с меньшим продвижением по радиусу фронта вытеснения нефти водой по сравнению с чисто трещинным коллектором.

Проявлению указанных особенностей способствует противоточный капиллярный обмен флюидами между трещинами и пористыми блоками. Закачанная вода почти полностью впитывается в пористые блоки матрицы на первом этапе исследования. Благодаря этому проницаемость трещин по нефти при отборе жидкости очень быстро достигает максимального значения. После перевода скважины в режим добычи наблюдается быстрое снижение забойного давления. В дальнейшем имеет место определенная стабилизация его значения.

Чисто пористые пласты нередко характеризуются большими значениями пористости и меньшими значениями проницаемости по сравнению с чисто трещинными коллекторами. Поэтому для них, как и для чисто трещинных коллекторов, характерна стабилизация значений забойного давления на каждом из этапов исследования. Однако отсутствие явлений капиллярной пропитки приводит к наличию относительно протяженного периода снижения забойного давления на втором этапе.

2. В низкопроницаемых блоках матрицы трещиновато-пористых пластов имеют место большие значения капиллярного давления. Это приводит к интенсивным процессам противоточной капиллярной пропитки. Вода из системы трещин впитывается в пористые блоки, вытесняя нефть в трещины, и в дальнейшем она надежно удерживается в матрице капиллярными силами. Лишь небольшая часть закачанной воды не успевает впитаться и к началу отбора остается в трещинах вблизи скважины. Более того, на удалении от скважины процессы пропитки продолжаются и во время второго этапа исследования. Поэтому лишь краткое время в начале второго этапа вместе с нефтью из скважины добывается и вода. Обводненность добываемой продукции резко убывает. Накопленный объем отобранной воды постепенно стабилизируется, достигая лишь небольшой доли от ранее закачанной воды. В рассмотренных случаях эта доля не превышала 10 процентов от общего количества закачанной воды.

Отсутствие капиллярного удерживания закачанной воды в чисто трещинных или чисто пористых средах способствует почти полному ее извлечению. Накопленный объем отобранной воды продолжает существенно расти на протяжении всего второго этапа исследования, достигая высоких значений - близких к 100% от закачанного ее объема. В случае нелинейных относительных фазовых проницаемостей в трещинах проницаемость по воде по мере ее извлечения резко уменьшается. Поэтому процент извлечения закачанной воды к концу второго этапа исследования несколько меньше, но также велик и, главное, продолжает заметно расти.

В среде с одним типом пустотности обводненность отбираемой продукции в течение нескольких часов с начала второго этапа остается близкой к единице. Затем она начинает постепенно снижаться, однако вода продолжает добываться вместе с нефтью в течение значительного времени.

Из приведенного анализа вытекают следующие критерии для определения типа коллектора.

1. Трещиновато-пористый тип.

Величина забойного давления как на первом, так и на втором этапах исследования стабилизируется и в течение продолжительного времени лишь слабо растет (при закачке) или снижается (при отборе). После переключения скважины в режим добычи и резкого падения величины забойного давления в дальнейшем возможен ее некоторый рост.

Скважина добывает вместе с нефтью воду лишь в течение краткого времени после начала второго этапа. Обводненность продукции быстро падает до нулевых значений. Отношение накопленного объема добытой воды к общему объему закачанной быстро стабилизируется на уровне небольших значений (не более 20%).

2. Чисто трещинный тип.

На протяжении всего первого этапа исследования величина забойного давления продолжает существенно расти, а в течение второго этапа - заметно снижаться.

Обводненность продукции при отборе в течение нескольких часов близка к 100%, затем постепенно убывает в течение длительного времени.

Накопленный объем добытой воды имеет тенденцию постоянного роста вплоть до окончания исследования, достигая 65-100% от объема закачки.

3. Чисто пористый тип.

Величина забойного давления как на первом, так и на втором этапах исследования достаточно быстро стабилизируется и в конечные моменты соответствующих этапов лишь слабо растет (при закачке) или снижается (при отборе). В то же время период интенсивного падения забойного давления с началом второго этапа является достаточно длительным.

Обводненность продукции при отборе в течение нескольких часов близка к 100%, затем постепенно убывает в течение длительного времени.

Накопленный объем добытой воды продолжает расти вплоть до окончания исследования, достигая 65-100% от объема закачки.

Сказанное говорит о том, что трещиновато-пористый тип коллектора хорошо идентифицируется по результатам специализированных исследований скважины. Для большей уверенности в отнесении коллектора к чисто трещинному или пористому типу целесообразно привлекать результаты керновых исследований, т.е. осуществлять комплексирование результатов разнохарактерных исследований.

Газонасыщенные карбонатные коллекторы по типам идентифицируются на основе аналогичных специализированных исследований газовой скважины с закачкой воды и использованием предложенных и обоснованных выше идентификационных критериев.

Таким образом, проведенные численные эксперименты обосновывают предлагаемый способ исследования скважин и методику определения типа карбонатного коллектора по результатам исследования.

Claims (2)

1. Способ определения типа карбонатного коллектора, включающий проведение исследования разведочной, добывающей или нагнетательной скважины, пробуренной на нефтенасыщенный или газонасыщенный пласт, основанного на измерении забойного давления, отличающийся тем, что исследование скважины осуществляют в два этапа, на первом этапе производят закачку воды и замеры расходов воды, а на втором этапе осуществляют добычу пластового флюида и производят замеры дебитов по нефти или газу и воде, на обоих этапах осуществляют замеры забойного давления, по измеряемым параметрам определяют обводненность продукции, объемы добываемой и закачанной воды и тип карбонатного коллектора определяют по динамике изменения забойного давления на первом и втором этапах исследования, динамике обводненности продукции скважины на втором этапе исследования и изменению во времени отношения накопленного объема добываемой воды к общему объему закачанной воды в ходе второго этапа исследования, при этом карбонатный коллектор относят к трещиновато-пористому типу, если отношение накопленного объема добываемой воды к общему объему закачанной воды стабилизируется на уровне значений не более 20%, забойное давление стабилизируется на первом этапе, а на втором этапе снижается с последующей стабилизацией, а обводненность продукции скважины падает до нулевых значений, карбонатный коллектор относят к чисто трещинному типу, если отношение накопленного объема добытой на втором этапе воды к общему объему закачанной на первом этапе воды составляет 65-100%, забойное давление непрерывно возрастает на первом этапе и снижается во времени на втором этапе, а обводненность добываемой продукции близка к 100% в течение нескольких часов с начала второго этапа и затем постепенно убывает, карбонатный коллектор относят к пористому типу, если отношение накопленного объема добытой на втором этапе воды к общему объему закачанной на первом этапе воды составляет 65-100%, забойное давление стабилизируется на первом этапе, а на втором этапе резко снижается с последующей стабилизацией, а обводненность добываемой продукции близка к 100% в течение нескольких часов с начала второго этапа и затем постепенно убывает.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно производят отбор и лабораторные исследования керна из продуктивного интервала и учитывают результаты лабораторных исследований керна при идентификации типа карбонатного коллектора как чисто трещинного или пористого.

Images