RU2374442C2 - Способ определения анизотропии проницаемости пласта - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа. Техническим результатом изобретения является повышение надежности и достоверности определения анизотропии проницаемости продуктивного пласта (ПП) по данным промысловых исследований скважины. Для этого бурят вертикальную или наклонно-направленную скважину с малым углом отклонения от вертикали в ПП и выполняют стандартный комплекс геофизических исследований в открытом стволе скважины. Затем осуществляют спуск и цементирование эксплуатационной колонны, создают два интервала перфорации (ИП) длиной примерно по одной десятой толщины ПП, но не более одного метра, один вблизи кровли ПП, другой вблизи подошвы ПП. Осуществляют спуск насосно-компрессорных труб и устанавливают пакер в затрубном пространстве в средней части ПП, разделяя ПП между ИП на две примерно равные части. Затем осуществляют возбуждение ПП в течение не более 5 суток путем отбора из его нижней части флюида при забойном давлении выше давления насыщения нефти или путем закачки воды в верхнюю часть ПП по затрубному пространству при давлении не выше давления гидроразрыва. Затем производят замеры изменения во времени давления в нижней части ПП на уровне нижнего ИП, давления верхней части ПП в затрубном пространстве скважины на уровне верхнего ИП и замеры дебитов нефти и воды. По результатам измерений определяют корректирующее значение эквивалентного коэффициента анизотропии проницаемости, которое используют при адаптации параметров созданной 3D геолого-гидродинамической секторной модели в районе скважины к фактическим данным ее исследования. Перед обсаживанием скважины в открытом стволе могут проводить стандартные исследования со снятием кривой восстановления забойного давления с использованием пластоиспытателя на трубах в интервале ПП и определять величину его проницаемости вдоль напластования. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа.

Анизотропия проницаемости является одним из ключевых факторов при построении 3D геологической и гидродинамической моделей продуктивного пласта и обосновании технологии разработки залежи нефти или газа. В предлагаемом способе под анизотропией проницаемости понимается различие коэффициентов проницаемости в плоскости XOY и вдоль вертикальной координаты OZ.

Известен способ определения коэффициентов проницаемости вдоль координат ОХ и OZ, k_x и k_z соответственно, на основе лабораторных исследований кернов (Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.:«Недра», 1977, 287 с., с.122-126). Согласно данному способу из выбуренной керновой колонки высверливают минимально два керна - один вдоль, а другой поперек напластования. Каждый из кернов помещают в кернодержатель, прокачивают газ через него при разных расходах, что позволяет определить искомые значения k_x и k_z.

Недостатками данного способа определения анизотропии проницаемости являются следующие.

- Известно, что данные исследования керна характеризуют проницаемости k_x и k_z в отдельной точке пласта. Определить k_x и k_z вдоль всего продуктивного разреза, как правило, не удается в связи с не стопроцентным выносом керна и трудоемкостью лабораторных экспериментов.

- Традиционная процедура указанных исследований керна основывается на прокачке газа через сухой керн. Реальные же пласты всегда характеризуются наличием остаточной водонасыщенности. Кроме того, проницаемость по газу, даже в случае учета остаточной водонасыщенности, ни о чем не говорит применительно к нефтенасыщенному пласту.

Известен способ определения анизотропии проницаемости в скважинных условиях (см. Jackson R.R., Banerjee R. Application of reservoir simulation and history matching methods to MDT vertical interference testing and determination of permeability anisotropy. Paper presented at the 8^th European Conference on the mathematics of oil recovery. Freiberg, Germany, 3-6 Sept., 2002). Согласно данному способу в открытом стволе пласт пакером разбивают на две части, в нижней части производят отбор флюида в пробоотборник, а затем регистрируют кривую восстановления забойного давления, в верхней части фиксируют реакцию на выполненные операции. Производимые замеры расходов и давлений используют для определения анизотропии проницаемости.

Недостатками рассматриваемого способа являются следующие.

- Емкость применяемого пробоотборника невелика, что не позволяет создавать требуемые ощутимые воздействия на пласт. В результате создаваемый импульс давления может не достичь регистрирующего манометра в верхней части пласта.

- В случае открытого ствола затруднительно говорить, из какого интервала нижней части пласта имел место приток флюида. Также затруднительно судить о том, какому интервалу верхней части пласта соответствует поступивший импульс давления вследствие отбора флюида.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа достоверного определения анизотропии проницаемости, свободного от указанных недостатков.

Выполнение поставленной задачи достигают тем, что предлагаемый способ определения анизотропии проницаемости включает бурение вертикальной или наклонно-направленной скважины с малым углом отклонения от вертикали в продуктивном пласте, выполнение стандартного комплекса геофизических исследований в открытом стволе скважины с определением поинтервальных значений пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости, спуск насосно-компрессорных труб, использование пакера в затрубном пространстве для разделения продуктивного пласта на две части и интерпретацию результатов исследования скважины на основе «ручных» или автоматизированных алгоритмов и программ адаптации 3D геолого-гидродинамической секторной модели района скважины к фактическим данным ее исследования, отличается тем, что осуществляют спуск и цементирование эксплуатационной колонны, создают два интервала перфорации длиной примерно по одной десятой толщины пласта, но не более одного метра, один вблизи кровли пласта, другой вблизи подошвы пласта; после спуска насосно-компрессорных труб и установки в средней части пласта пакера в затрубном пространстве, примерно на равном удалении от верхнего и нижнего интервалов перфорации, создают возбуждение пласта путем отбора флюида через насосно-компрессорные трубы из нижнего интервала перфорации в течение не более 5 суток при забойном давлении выше давления насыщения нефти; во время возбуждения пласта осуществляют замеры давления глубинными манометрами в нижней части пласта на уровне нижнего интервала перфорации и в верхней части пласта в затрубном пространстве на уровне верхнего интервала перфорации, а также замеры дебитов нефти и воды расходомерами на забое или устье скважины, и производят определение анизотропии пласта с использованием традиционных процедур «ручной» или автоматизированной адаптации параметров созданной 3D геолого-гидродинамической секторной модели пласта к замеренным данным об изменении дебитов нефти и воды, а также давления в верхней и нижней частях пласта. А также тем, что возбуждение пласта вместо отбора нефти из нижней части пласта создают путем закачки воды через верхний интервал перфорации по затрубному пространству, при давлении не выше давления гидроразрыва и вместо измерения дебитов нефти и воды во время возбуждения осуществляют измерение расхода закачиваемой воды. А также тем, что для повышения надежности определения анизотропии проницаемости перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны в открытом стволе в интервале продуктивного пласта выполняют стандартные исследования со снятием кривой восстановления забойного давления с использованием пластоиспытателя на трубах и определяют величину проницаемости пласта вдоль напластования.

Способ осуществляют следующим образом.

После бурения вертикальной скважины или наклонно-направленной скважины с малым углом отклонения от вертикали в продуктивном пласте и осуществления в ней стандартного комплекса геофизических исследований в открытом стволе (ГИС) с определением поинтервальных значений пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости, на основании данных ГИС, керновых и флюидальных исследований создают 3D секторную геолого-гидродинамическую модель района рассматриваемой скважины.

Для более надежного определения анизотропии проницаемости перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны в открытом стволе в интервале продуктивного пласта выполняют стандартные исследования со снятием кривой восстановления забойного давления. Исследования проводят с использованием пластоиспытателя на трубах в интервале продуктивного пласта. Затем на основе известных процедур интерпретации кривых восстановления давления определяют величину проницаемости пласта вдоль напластования k_x.

В скважину спускают эксплуатационную колонну и цементируют ее. Используют методы ГИС для установления герметичности скважины. В скважине создают два интервала перфорации, каждый длиной около одной десятой толщины пласта, но не более одного метра. Один интервал создают вблизи кровли пласта, второй вблизи его подошвы. Затем в скважину спускают насосно-компрессорные трубы с пакером в затрубном пространстве. Этим пакером разобщают пласт между интервалами перфорации на две примерно равные части.

Согласно первому подходу возбуждение пласта осуществляют путем отбора нефти из нижней части пласта фонтанным способом или с использованием глубинного насоса в течение не более 5 суток при забойном давлении выше давления насыщения нефти. Замеряют дебиты нефти и воды расходомерами на забое или устье скважины, а также замеряют давления глубинными манометрами в нижней части пласта на уровне нижнего интервала перфорации и в верхней части пласта в затрубном пространстве на уровне верхнего интервала перфорации.

Согласно второму подходу возбуждение пласта создают закачкой воды в затрубное пространство скважины при давлении ниже давления гидроразрыва пласта. Продолжительность закачки не более пяти суток. Во время возбуждения пласта осуществляют измерение расхода закачиваемой воды вместо измерения дебитов нефти и воды.

Результаты указанных замеров используют в традиционных процедурах ручной или автоматизированной адаптации параметров созданной 3D геолого-гидродинамической секторной модели пласта к фактическим данным исследования.

Следствием такой адаптации становятся два корректирующих коэффициента. Один коэффициент указывает, во сколько раз следует изменить проницаемость сеточных слоев модели вдоль напластования (в направлениях ОХ и OY), другой коэффициент - вдоль вертикальной координаты, чтобы получить удовлетворительное совпадение расчетных и фактических показателей исследования рассматриваемой скважины. Другими словами, создать эквивалентную 3D модель пласта с реальной анизотропией проницаемости вдоль вскрытого разреза.

Теория и опыт показывают, что степень достоверности процедуры адаптации возрастает, когда коррекции в первую очередь подвергаются значения k_x наиболее проницаемых прослоев, a k_z - наименее проницаемых.

Пример реализации предлагаемого способа.

Пока оказалось затруднительным убедить недропользователя выполнить исследования скважины по предлагаемому способу. Поэтому рассматривается гипотетическая вертикальная добывающая скважина, пробуренная на нефтяной пласт толщиной 10 м. Нефть характеризуется плотностью в стандартных условиях

0,828 г/см³, давлением насыщения 115 ат (около 11,5 МПа), газосодержанием 117 м³/м³, объемным коэффициентом 1,4156 и вязкостью в пластовых условиях 0,494 мПа·с. Начальное пластовое давление - 221 ат (около 22 МПа). Эти и другие исходные данные соответствуют одному из месторождений Западной Сибири.

Предполагается, что в скважине выполнен комплекс ГИС в открытом стволе, на основе которого определены поинтервальные значения коэффициентов пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости. Они использованы для построения радиальной (r-z) секторной слоисто-неоднородной модели пласта в районе рассматриваемой скважины с внешней непроницаемой границей на расстоянии 500 м. Модель включает 20 сеточных слоев по 0,5 м, которые соответствуют интервалам определения свойств пласта по данным ГИС. На фиг.1 представлено распределение сеточных слоев модели по пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости. Среднее значение коэффициента пористости - 0,168, начальной нефтенасыщенности - 0,496.

Исходное значение коэффициента анизотропии проницаемости для каждого сеточного слоя секторной модели равняется единице. Согласно теории эквивалентное значение коэффициента анизотропии для исходной модели в целом вычисляется с использованием в качестве k_x среднего арифметического значения проницаемости, а в качестве k_z - среднего гармонического, и составляет k_x/k_z=11,89.

После записи комплекса ГИС в открытом стволе, до его обсаживания, в скважину спущен пластоиспытатель на гибких трубах, пакерами изолирован интервал пласта и выполнена стандартная процедура исследования скважины с записью кривой восстановления давления. В процессе исследования осуществлялся и отбор нефти в течение 0,5 суток с дебитом 20 м³/сут, затем 2 суток выполняли запись кривой восстановления забойного давления.

Полученный при рассматриваемом гипотетическом исследовании график изменения забойного давления представлен на фиг.2 ромбами. Смоделированное на исходной модели изменение давления представлено на фиг.2 пунктирной линией. Сплошной линией представлены результаты вычислений на скорректированной модели за счет умножения проницаемости всех слоев на 0,494. При этом эквивалентное значение проницаемости k_x для модели в целом составило 13,83 мДарси (1 мДарси =1,02·10^-3

мкм²).

После выполнения исследований в открытом стволе скважина обсажена и перфорирована в двух интервалах у кровли и подошвы пласта протяженностью по 1 метру. Спущены насосно-компрессорные трубы, на срединной отметке пласта установлен пакер.

Исследование по определению анизотропии проницаемости выполнено путем отбора нефти из нижнего интервала перфорации в течение 5 суток с дебитом 20 м³/сут. Полученные графики изменения давления для верхнего и нижнего интервалов представлены ромбами на фиг.3 и 4. Аналогичные расчетные динамики согласно исходной модели, с учетом множителя 0,494 на проницаемость, изображены пунктирными линиями.

Адаптация секторной модели к данным исследования выполнена тремя способами. В первом варианте подобран единый множитель для проницаемости всех слоев вдоль вертикальной координаты, равный 0,119. Во втором варианте уменьшена только вертикальная проницаемость самых низкопроницаемых прослоев с 1 до 0,1 мДарси. В третьем варианте множитель 0,115 на вертикальную проницаемость применен только для 17 верхних слоев (исключена высокопроницаемая зона у нижнего интервала перфорации). Во всех трех вариантах получено совпадение с замеренной динамикой изменения давления для верхнего интервала (сплошная линия на фиг.3), и во 2 и 3 вариантах - и для нижнего интервала перфорации (сплошная линия на фиг.4, вариант 1 - штрихпунктирная линия). Для всех трех вариантов эквивалентное значение вертикальной проницаемости для модели в целом составило 0,14 мДарси. С учетом результатов исследования в открытом стволе эквивалентный коэффициент анизотропии для модели в целом составил 98,6.

Полученные результаты показывают, что изменение давления в реагирующем (верхнем) интервале преимущественно отражает величину эквивалентной вертикальной проницаемости пласта в целом. На изменение давления в возбуждающем (нижнем) интервале влияет как проницаемость вдоль напластования, так и коэффициент анизотропии проницаемости в пределах смежной зоны пласта. Он одинаков для вариантов 2 и 3 и составляет 1,257, и отличается для варианта 1 (равен 10,5). По мнению авторов, интерпретация в рамках варианта 2 является физически более обоснованной.

Предлагаемый способ определения анизотропии проницаемости пласта применим и в случае газовой скважины. При этом предпочтительным является вариант кратковременного выпуска газа в атмосферу при организации его притока из нижней части пласта.

Таким образом, приведенный пример подтверждает возможность применения предлагаемого способа для определения эквивалентного значения коэффициента анизотропии проницаемости. А также для уточнения его распределения по разрезу пласта. Надежность интерпретации повышается за счет привлечения результатов исследований в открытом стволе со снятием кривой восстановления забойного давления.

Claims (3)

1. Способ определения анизотропии проницаемости пласта, включающий бурение вертикальной или наклонно-направленной скважины с малым углом отклонения от вертикали в продуктивном пласте, выполнение стандартного комплекса геофизических исследований в открытом стволе скважины с определением поинтервальных значений пористости, начальной нефтенасыщенности и проницаемости, спуск насосно-компрессорных труб, разделение продуктивного пласта на две части посредством установки в затрубном пространстве пакера, создание на основе геофизических исследований 3D геолого-гидродинамической секторной модели в районе скважины и интерпретацию результатов исследования скважины на основе «ручных» или автоматизированных алгоритмов и программ адаптации к фактическим данным ее исследования, отличающийся тем, что после проведения геофизических исследований в открытом стволе осуществляют спуск и цементирование эксплуатационной колонны, создают два интервала перфорации длиной примерно по одной десятой толщины пласта, но не более одного метра, один - вблизи кровли пласта, другой - вблизи подошвы пласта, пакер в затрубном пространстве устанавливают в средней части пласта, разобщая пласт между интервалами перфорации на две примерно равные части, затем осуществляют возбуждение пласта в течение не более 5 суток и осуществляют замеры во времени давления в нижней части пласта на уровне нижнего интервала перфорации, давления в верхней части пласта в затрубном пространстве на уровне верхнего интервала перфорации и замеры дебитов нефти и воды, по результатам измерений определяют корректирующее значение эквивалентного коэффициента анизотропии проницаемости, которое используют при адаптации параметров созданной 3D геолого-гидродинамической секторной модели к фактическим данным.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что возбуждение пласта осуществляют путем отбора флюида через насосно-компрессорные трубы из нижнего интервала перфорации при забойном давлении выше давления насыщения или путем закачки воды в верхнюю часть пласта по затрубному пространству при давлении не выше давления гидроразрыва.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что для повышения надежности определения анизотропии проницаемости перед спуском и цементированием эксплуатационной колонны в открытом стволе в интервале продуктивного пласта выполняют стандартные исследования со снятием кривой восстановления забойного давления с использованием пластоиспытателя на трубах и определяют величину проницаемости пласта вдоль напластования.

Images