Фазовая проницаемость в варианте «Км». Эффективная проницаемость по нефти


эффективная проницаемость по нефти - это... Что такое эффективная проницаемость по нефти?

 эффективная проницаемость по нефти

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • эффективная проницаемость по воде
  • эффективная проницаемость у добывающей скважины

Смотреть что такое "эффективная проницаемость по нефти" в других словарях:

  • Проницаемость — способность горных пород фильтровать сквозь себя флюиды при наличи перепада давления. Содержание 1 Абсолютная проницаемость 2 Проницаемость по воздуху …   Википедия

  • Проницаемость —         горных пород (a. permeability of rocks; н. Gesteinspermeabilitat; ф. permeabilite des roches; и. penetrabilidad de rocas, permeabilidad de rocas) способность горн. пород пропускать через себя жидкости и газы при гидростатич. давлениях;… …   Геологическая энциклопедия

  • ГОСТ Р 53554-2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения — Терминология ГОСТ Р 53554 2009: Поиск, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Термины и определения оригинал документа: 16 ловушка углеводородов Примечание Рассматриваются залежи, по количеству, качеству и условиям залегания… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Газовый режим — ► gas depletion procedure (process) Режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного… …   Нефтегазовая микроэнциклопедия

  • ГАЗОВЫЙ РЕЖИМ — в нефтяной гидрогеологии режим работы нефтяной залежи, при котором нефть увлекается к забоям скважин более подвижными массами расширяющегося газа, перешедшего при снижении давления в пласте ниже давления насыщения из растворенного состояния в… …   Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии

  • Коллекторские свойства горных пород —         (a. reservoir properties of rocks; н. Speichervermogen der Gesteine; ф. caracteristiques de reservoir des roches; и. propiedades de reservorio de rocas) способность горн. пород пропускать через себя жидкие и газообразные флюиды и… …   Геологическая энциклопедия

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • Продуктивность (нефтедобыча) — Продуктивность  это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности это отношение дебита скважины к депрессии: где   коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)],   дебит… …   Википедия

  • Нефтяная залежь —         (a. oil field, oil pool; н. Erdollager; ф. gisement de petrole, gisement d huile; и. deposito petrolifero, yacimiento petrolifero, yacimiento de petroleo, yacimiento de oil) естественное единичное скопление нефти в ловушке, образованной… …   Геологическая энциклопедия

  • Реформа —         (Reforma) группа нефт. м ний в юго вост. части Mексики, в штатах Чьяпас и Tабаско (карта).         Пл. ок. 9 тыс. км2. Первые мелкие м ния открыты в 1959 66, крупные м ния Cитьо Гранде (101 млн. т) и Kактус (231 млн. т) открыты в 1972,… …   Геологическая энциклопедия

  • Солнце — У этого термина существуют и другие значения, см. Солнце (значения). Солнце …   Википедия

universal_ru_en.academic.ru

Построение карт эффективных нефтенасыщенных толщин и коллекторских свойств пласта

 

         Дляотображения изменения эффективной и нефтегазонасыщенной толщин продуктивных отложений строятся карты в изолиниях, называемые картами изопахит(изопахиты- линии равных значений толщины). Такие карты строятся при подсчете запасовнефти, газа и при проектировании разработки залежи.  С целью изучения изменений емкостных ифильтрационных свойств по площади и изменения характера насыщения продуктивногопласта строятся карты в изолиниях, называемые картами пористости, проницаемости и нефтенасыщенности.

Карты эффективных  нефтенасыщенныхтолщин.

Карты эффективных  нефтенасыщенныхтолщин могут строиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом, так идля отдельных составляющих их частей. 

При построении карт используются результаты выделенияпластов и горизонтов по материалам промыслово-геофизических исследований.  В практике чаще всего пласт не являетсяоднородным по составу, а представлен переслаиванием пропластков пород-коллекторов и непроницаемых разностейпород.

  Поэтому эффективная толщинапласта (объекта разработки) является суммой толщин пропластковпород-коллекторов. При этом одновременно определяюткак эффективную, так и нефтенасыщенную толщинупласта. При построении карт около каждой скважины в виде дроби наносятся ихзначения где в числителе указывается эффективная толщина пласта, а взнаменателе эффективная нефтенасыщенная толщина.

При построении карты эффективных  нефтенасыщенныхтолщин необходимо иметь ввиду, что область полного нефтенасыщенияпласта ограничена внутренним контуром нефтеносности  и в этой области около каждой скважинызначения толщин в числителе и знаменателе будут одинаковы.

В пределах водонефтяной зоны между внутренним ивнешним контуром  нефтенасыщенной является только часть пласта и вуказанных величинах толщин около скважины значение числителя будет больше знаменателя.

В скважинах пробуренных за внешним контуромнефтеносности, в водонасыщенной зоне  около скважины дробью в числителебуден стоять величина эффективной толщины пласта, а в знаменателе ноль.

В связи с этим для построения карты эффективных  нефтенасыщенныхтолщин следует вначале составить карту эффективных толщин.  Метод по­строения карты такой же, как иструктурной кар­ты - линейная интерполяция.

В пределах внутреннего контура нефтеносности картаэффективной толщины является одновременно и картой нефтенасыщеннойтолщины в связи с тем, что эффективные толщины пласта являются все нефтенасыщенными. В пределах водонефтяной зоны проводятсяизолинии эффективной нефтенасыщенной толщины пласта.Изолинии проводят путем интерполяции между значениями точек пересечениявнутреннего контура нефтеносности с  изопахитами,внешним контуром нефтеносности, где эффективная нефтенасыщеннаятолщина равна нулю и с учетом данных скважин пробуренных в водонефтяной зоне.

В итоге получается карта эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, которая характеризуетизменения объема пород нефтенасыщенных коллекторов впределах всей залежи.

При построении карт для неоднородных пластов с сильнойфациальной изменчивостью пласта иногда имеют место участки с полным замещениемпласта-коллектора непроницаемыми разностями пород или с его выклиниванием. Втаких случаях границу выклинивания или замещения проводят по серединерасстояния между скважинами в разрезе которых присутствует и отсутствует пласт.При интерполяции принято считать, что на границе выклинивания эффективнаятолщина пласта равна нулю.    

Карты пористости и проницаемости пласта.

Карты пористости и проницаемости пласта могутстроиться как для всего продуктивного пласта или горизонта (объекта разработки) в целом,так и для отдельных составляющих их частей. Чаще всего их построение ведётся настадии проектирования разработки залежи или в процессе контроля  за её разработкой.

На стадии разведки при построении карт исходнымиданными являются результаты лабораторных определений открытой пористости ипроницаемости по керну из пласта,   полученному прибурении поисковых и разведочных скважин.

Среднее значение пористости и проницаемости по каждойскважине, в случае однородного пласта, устанавливается как среднееарифметическое из всех лабораторных определений керна. В случае, когда пластсостоит из нескольких  пропластков-коллекторов  разделенных непроницаемыми разностями пород,то определение среднего значения пористости и проницаемости ведут в два этапа.В начале  длякаждой скважины устанавливаются средние значения в каждом пропластке-коллекторе,как в случае с однородным  пластом(среднее арифметическое). Затем средние значения в целом для пласта определяютс учетом эффективной толщины каждого из пропластковпо формуле:

 

                                           Кср. = ( K1h2 + K2h3 + Kn hn )/  Sh 

где: - Кср – среднеезначение коэффициента пористости или проницаемости по

        пласту;

        - K1, K2, Kn - среднее значениекоэффициента пористости или проницаемости

        покаждому пропластку;

- h2,  h3,  hn  - эффективная толщина каждого из пропластков;

Sh  - сумма эффективных толщин пропластков.

При отсутствии керна, в разведочных скважинах по какимлибо причинам или  прииспользовании  пробуренныхэксплуатационных скважин, средние значения пористости пласта определяются порезультатам интерпретации материалов геофизического исследования скважин (ГИС).В случае неоднородного строения пласта среднее значение определяют повышеуказанной формуле.

Геофизические методы не позволяют определять коэффициентпроницаемости коллекторов, поэтому для этой цели используют зависимость междукоэффициентами пористости и проницаемости установленную по всем лабораторнымопределениям керна данного пласта. Используя установленное по ГИС значениекоэффициента пористости и выше указанную зависимость, определяют значениепроницаемости каждого пропластка коллектора.  Расчет среднего значения коэффициентапроницаемости по пласту ведется, как и для коэффициента пористости.

Для построения карты пористости и карты проницаемости пласта  наносят местапересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждой скважины указываетсязначение пористости или проницаемости. Метод по­строения карты такой же, как иструктурной кар­ты - линейная интерполяция.

Карты нефтенасыщенностипласта.

Для построения  карты нефтенасыщенностипласта используются значения коэффициента нефтенасыщенностиустановленного по материалам ГИС. Методика определения среднего значениякоэффициента нефтенасыщенности идентична методикеопределения среднего значения пористости.

Вначале для построения карты нефтенасыщенности  пласта наносят места пересечения стволов скважин с пластом. Затем около каждойскважины указывается значение коэффициента нефтенасывщенности.

Метод по­строения карты такой же, как и структурной кар­ты - линейная интерполяция. Однако при этом необходимо учитыватьграницу распространения залежи, которой является внешний контур нефтеносности.

На линии контура значениекоэффициента нефтенасыщенности равно значению нижнегопредела нефтенасыщенности в переходной зоненасыщения. В нижней части переходной зоны фазоваяпроницаемость коллекторов для нефти равна нулю, и лишь по достиженииопределенного значения коэффициента нефтенасыщенности  нефть способнадвигаться по пористой среде.

Это значение коэффициента и является нижнимпределом коллектора по нефтенасыщенности (см. раздел3.5, рис.25 курса лекций).

 

       Выполнение ЗАДАНИЯ предусмотрено в разделе №7 «Комплексная самостоятельная работа по построению геологическоймодели залежи нефти».

 

 

 

www.tehnik.top

Фазовая проницаемость в варианте «Км»

Предложена методика расчёта фазовой проницаемости по нефти и воде с использованием прямых и косвенных керновых определений, а также с использованием графика изменения во времени дебита нефти и воды. Различие результатов определения фазовой проницаемости по керну и по дебитам в скважине связаны не только с разномасштабностью исследуемых объектов(образец керна и пласт-коллектор), но и с принципиально разной моделью фильтрации жидкости через образец и через реальный пласт. Для более полного учёта вертикальной и горизонтальной неоднородности на этапе моделирования разработки месторождения и прогноза темпов заводнения рекомендуется использовать фазовые проницаемости, определённые по данным дебитов.

    1. Прямые и косвенные методы определения по керну фазовой проницаемости

Существуют две группы методов определения по керновым данным относительных проницаемостей по нефти и воде: прямые и косвенные.

Прямые методы более точно определяют относительные проницаемости. Однако эти методы сравнительно трудоёмки, а поэтому на практике часто их заменяют косвенными методами (давление вытеснения или кривая капиллярного давления).

Ниже описана и иллюстрируется на конкретных примерах методика совместной обработки косвенных и прямых определений относительных проницаемостей по нефти и воде с частичным учётом вертикальной неоднородности исследуемого разреза по характеру насыщения и фильтрационным свойствам.

Методика включает промежуточные и конечные результаты, и в том числе построение обобщённых зависимостей:

- относительной проницаемости по нефти и воде от остаточной водонасыщенности (Кво) и водонасыщенности (Кв) по косвенным определениям;

- относительной проницаемости по нефти и воде от Кво и Кв по прямым и косвенным определениям.

При наличии данных ГДИС относительную проницаемость следует определять по данным дебитов нефти и воды.

При отсутствии данных ГДИС по исследуемому пласту следует воспользоваться методом аналогии, то есть воспользоваться зависимостями, полученными для относительных проницаемостей по дебитам нефти и воды в пластах, аналогичных по геологическим и геофизическим характеристикам.

При невозможности использовать метод аналогии целесообразно привлечь результаты совместного обобщения прямых и косвенных определений относительных проницаемостей по воде (рис. 11.3) и нефти (рис. 11.4). Эти обобщения являются палетками, с помощью которых можно определить относительные проницаемости по нефти и воде. Для этого необходимо задать значения Кво и Кв, которые рассчитываются по данным ГИС. Далее можно рассчитать дебиты.

Дебит воды Qв [см3/сек] и нефти Qн [см3/сек] рассчитываются по формулам

(1)

и (2)

Здесь

ΔР[ат] - депрессия (задаётся равной значению, принятому в проекте разработки месторождения, например, равной 5 МПа),

Кпр[Д] - абсолютная проницаемость, определяемая по данным ГИС,

hэф[см] - эффективная толщина (то есть суммарная толщина коллектора в интервале перфорации), определяемая по данным ГИС,

Кпр’в и в [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по воде в пластовых условиях,

Кпр’н и н [сПз] - относительная проницаемость и вязкость по нефти в пластовых условиях,

Bв и Bн – коэффициенты объёмного расширения нефти и воды,

Rк и rc - радиусы контура питания ствола скважины.

Примечание. Это уравнение Дюпюи для радиального притока жидкости к скважине формально получено интегрированием закона Дарси (где градиент давления в ат/см, проницаемость в Д, вязкость в сПз, скорость потока в см/сек). Поэтому в формуле Дюпюи для дебита также имеем: см, сек, Д, сПз, ат. Поскольку уравнение описывает фильтрацию в пласте, а дебит определяется в поверхностных условиях нужно учесть объёмный коэффициент B. Чтобы учесть несовершенство вскрытия и скин-фактор можно написать «приведённый радиус скважины».

studfiles.net

Область значений для относительных керновых проницаемостей

Практический интерес представляет получение по анализам керна области «а» существования допустимых значений Кпр’в и Кпр’н (рис. 11.5). Для определения этой области «а» воспользуемся линиями с фиксированными значениями kв на графике изменения Кпр’в (рис. 11.3) и Кпр’н (рис. 11.4) от kво. Область «а» будем выделять по совокупности точек, которые входят в фактически исследованный интервал значений kво (20-50 %) и kв (30-60 %). Были использованы 16 точек, каждая из которых принимала пару значений (kво и kв) из всех комбинаций kво (20, 30, 40, 50 %) и kв (30, 40, 50, 60). Здесь речь идет о таких парах, как kво =20 % и kв = 30 %, kво =20% и kв = 40%, kво =20% и kв = 50%, kво =20% и kв = 60% и так далее. По каждой паре значений (kво и kв) из графиков (рис. 11.3 и 11.4) определялись Кпр’в и Кпр’н, которые использовались для нанесения 16 точек на рис. 11.5. Совокупность таких точек как раз и выделена в область «а» на рис. 11.5.

Рис. 11.19. График связи Кпр’вс Кпр’н, построенный по керновым данным (а) и данным изменения дебитов нефти и воды во времени (б, и, г, д). Шифр кривых - дебит нефти до заводнения

Как видно из рис. 11.5 область «а» соответствует сравнительно небольшим значениям относительных проницаемостей: Кпр’в <0,3 и Кпр’н <0,6. Такие небольшие значения относительных проницаемостей свидетельствуют о том, что в керне продвижение одной фазы (например, нефти) весьма сильно сдерживается даже при небольшом содержании другой фазы (в нашем примере, воды).

    1. Относительная проницаемость по дебитам воды и нефти

На этапе эксплуатации ежемесячно по данным добычи из скважины определяют среднесуточные дебиты нефти Qн.о[т/сут] и воды Qв.о [т/сут] .

Здесь Мн [тонн] и Мв [тонн] – добыто нефти и пластовой воды из скважины за текущий месяц (в поверхностных условиях), Т [сут] – время работы скважины за тот же месяц.

Эти данные можно привести к пластовым условиям, то есть к дебиту нефти Qн.п[м3/сут] и воды Qв.п[м3/сут] при выходе из пласта. При этом используются очевидные формулы: и.

Здесь , поэтому объёмный коэффициент в числителе,

и – плотности нефти и воды в поверхностных условиях; Вн и Вв – объёмные коэффициенты по нефти и воде.

При =0,8 г/см3; =1 г/см3, Вн =1,25; Вв =1 имеем Qн.п[м3/сут]= Qн.о[т/сут] и Qв.п[м3/сут]= Qв.о[т/сут].

В качестве примера приведён график изменения во времени приведённых к пластовым условиям дебитов нефти и воды эксплуатационной скважины (рис. 11.6). Отметим, что здесь мы приводим данные эксплуатации того же пласта, что и пласт, из которого были отобраны образцы керна и сделаны анализы на относительную проницаемость (область «а» на рис. 11.5).

Для простоты изложения положим н=в=и Bн=Bв=B. Тогда из выражения (2) при Кпр’н=1 (то есть при течении однофазного флюида, а именно нефти) имеем абсолютный (однофазный) дебит (3)

Из выражений (1) и (3) имеем . (4)

Из выражений (2) и (3) имеем . (5)

Здесь предполагается, что за анализируемый период эксплуатации скважины, условия добычи (в частности, средняя депрессия) существенно не изменяются.

Следовательно, для определения относительной проницаемости по одной скважине необходимо иметь один абсолютный дебит Q н.абс (определённый в безводный начальный период эксплуатации), а также совокупность из пар дебитов (по нефти и воде) для фиксированных временных отсчетов t в период обводнения (рис. 11.6).

Рис. 11.20. Изменение дебита воды и нефти во времени для терригенного объекта

По полученным относительным проницаемостям для одной скважины можно построить линию связи этих относительных проницаемостей. Из данных для терригенного коллектора на рис. 6 построена линия «б» на рис. 11.5.

Сравнивая линию «б», построенную по данным дебитов, с областью «а», построенную по керновым данным, мы видим, что при эксплуатации (в отличие от керновых данных) двухфазность потока практически не уменьшает общий дебит по сравнению с абсолютным дебитом, когда течёт только нефть.

На график связей относительных проницаемостей (рис. 11.5) мы вынесли еще три линии («в», «г», «д»), которые построены по дебитам нефти и воды в трех скважинах юго-восточной Азии на этапе эксплуатации одного и того же карбонатного пласта.

studfiles.net


Смотрите также