способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации. Кин коэффициент извлечения нефти


Способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН). Способ включает лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи. Причем коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1∗10-4 МПа/м и 1∗10-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС. Определяют статистическую поровую гидродинамсческую и энергетическую структуру горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывают как долю порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления средне статистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки. 1 пр., 3 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Эффективность процесса разработки месторождений нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН). Надежность способа определения КИН дает возможность выбора эффективных технологических решений, обеспечивающих полноту извлечения геологических запасов нефти.

В 50-х годах академик А.П. Крылов предложил следующую простую формулу для расчета величины КИН [1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. // Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. - М. Гостоптехиздаст, 1957. - С.116-139.],

где коэффициент вытеснения нефти водой Кв отражает эффективность процесса вытеснения на микроуровне, а коэффициент охвата вытеснением Kохв - эффективность процесса заводнения на макроуровне. В теории и практике разработки месторождений нефти данная формула и ее многочисленные уточнения [2. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - 1. - С.66-68.] стали применяться для установления достигаемой величины Kохв, так как знание Kохв позволяет корректировать число, плотность, местоположение пробуренных или проектных добывающих и нагнетательных скважин. При этом предполагается, что Kв является константой во времени, что не подтверждается на практике. Kв зависит от многих факторов: проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности и др [3. Закиров С.Н. и др. Новые представления о коэффициентах вытеснения, охвата и извлечения нефти // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Доклады ||| Международного научного симпозиума - М. 2011. - С.117-122; 4. Лебединец Н.П., Юсупов P.M. Экспертный анализ коэффициентов нефтеизвлечения. // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Доклады ||| Международного научного симпозиума - М. 2011. - С.133-137].

Практика показывает, чем выше неоднородность коллектора, его анизотропия, тем меньше надежность оценок КИН. В большинстве случаев Государственный комитет по запасам (ГКЗ) рассматривает и утверждает численное значение КИН, обоснованное с использованием программных комплексов. Последние включают геологическое и гидродинамическое моделирование. Современное программное обеспечение позволяет выполнить построение геологической модели с высокой степенью детализации (вплоть до разрешения 0,2 м по вертикали - на уровне разрешения каротажа) и в полной мере учесть все особенности геологического строения залежей в трехмерных трехфазных гидродинамических моделях. Методика определения КИН залежей предусматривает создание трехмерной геологической, а затем гидродинамической модели пласта. В них заложены коэффициенты пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности и вытеснения нефти по лабораторным исследованиям фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) керна. Производится адаптация модели путем воспроизведения истории разработки или опробований ранее пробуренных скважин, а затем прогноз технологических параметров моделируемой системы разработки для заданной схемы расстановки скважин и режимов их эксплуатации. КИН определяется как отношение объема нефти, извлеченной скважинами при экономически рентабельных дебитах, к объему геологических запасов.

Наиболее полно возможности гидродинамической оценки эффективности извлечения нефти рациональными схемами разработки изложены в патенте РФ «Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления» [5. Патент РФ №2190761, 7 Е21В 43/20, 2002], который взят за прототип. По результатам анализа геолого-физических условий разработки месторождения (лабораторные и геофизические исследования) определяют зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов. Используя полученную зависимость, варьируют размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности и категориями этих скважин.

Недостатками прототипа являются невозможность использования способа, учитывающего нелинейную зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления, на начальной стадии составления проекта разработки залежи и высокая степень неопределенности искомой зависимости на стадии разработки из-за отсутствия методов определения реального распределения остаточных запасов по площади разрабатываемой залежи.

Методы и средства определения структуры породы коллекторов и ФЕС, используемые в гидродинамических моделях, регламентированы государственными и отраслевыми стандартами. В частности, ГОСТ 26450.1-85 и ОСТ 39-181-85 регламентируют определение коэффициента пористости, ГОСТ 26450.2-85 и ОСТ 39-235-89 - коэффициента абсолютной и фазовой проницаемости породы коллекторов, ОСТ 39-195-86 - коэффициента вытеснения нефти водой. По стандартам ФЕС коллектора следует определять: «при линейной скорости фильтрации 1-5 м в сутки, если нефтенасыщенность менее 20% и проницаемость коллектора менее 10-3 мкм2, при линейной скорости 0,1-1,0 м в сутки, если нефтенасыщенность и проницаемость больше указанных значений.

Недостатком регламентов и соответствующих гидродинамических моделей является ограничение области определения по перепаду давления 1∗10-3-3∗10-1 МПа. Этот перепад давления на единичном образце керна длиной ~30 мм достигается при минимальном градиенте давления около 0,03 МПа/м. Выполнение требования нормативных документов обеспечить линейную скорость фильтрации 0,1-5,0 м/сут на разном типе коллектора обеспечивается при градиентах давления более 0,1 МПа/м.

Столь высокие значения градиента давления характерно для призабойной зоны пласта. На удалении от ствола скважины в теле пласта градиенты давления на порядки меньше. В этой области исследования проницаемости и ФЕС керна крайне ограничены. Недостатком стандартов является и общий методологический подход: образец керна или составленная из нескольких образцов модель коллектора характеризуется конкретной величиной пористости, проницаемости и остаточной нефтенасыщенности.

Таким образом, уже на начальном этапе получения исходных данных для геологических и гидродинамических моделей пласта искусственно сглажена сложная структура породы коллекторов. Высокие градиенты давления исключают проявление нелинейных эффектов и формально обеспечивают применимость линейной гидродинамики Дарси и ее модификаций. С этим, например, связано удовлетворительное совпадение принятых на ГКЗ значений КИН с фактическими на залежах с однородными высокопроницаемыми коллекторами типа Мартымья-Тетеревской и завышенное в 1,5-3 раза значение КИН на неоднородных сложнопостроенных залежах типа Кетовской и Талинской.

Задачей, стоящей перед изобретением, является повышение надежности и сокращение трудоемкости определения КИН при разработке неоднородных сложнопостроенных залежей.

Задача решается тем, что в дополнение к лаборатрным и геофизическим исследованиям фильтрационно-емкостных свойств горной породы и определению градиентов давления по площади залежи:

1. Расширяют диапазон исследования коллекторских свойств образцов керна по величине перепада давления в сторону его минимальных значений до 1∗10-4 МПа/м и по линейной скорости фильтрации до 1∗10-4 м/сутки.

2. Определяют плотность распределения коллекторских свойств в объеме керна (пористости, проницаемости и доли перового объема с подвижным флюидом) во всем интервале градиентов давления и линейной скорости фильтрации.

3. Строят по результатам лабораторных и геофизических исследований (ГИС) статистическую поровую, гидродинамическую (по проницаемости) и энергетическую структуру запасов углеводородов (УВ). При этом энергетическая структура характеризует долю порового объема коллектора заданной проницаемости с подвижным флюидом при соответствующем градиенте давления.

4. Строят типовое для принятой технологии разработки поле градиентов давления по площади и мощности залежи.

5. Определяют численное значение КИН как долю подвижных запасов на площади разработки, приходящуюся на типовую скважину-залежь (С-3) в созданном по проекту энергетическом поле градиентов давления, при условии, что геологическая модель горной породы коллектора, приписанной типовой скважине, соответствует среднестатистической по залежи.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана статистическая поровая структура коллектора, на фиг.2 - гидродинамическая структура коллектора, а на фиг.3 - доля подвижных запасов в поровых каналах.

В основу изобретения положено представление о случайном характере распределения независимых характеристик коллектора, таких как пористость, проницаемость, геометрия поровых каналов, в сколь угодно малом объеме горной породы. По мере роста объема горной породы случайность переходит в свою противоположность - статистическую закономерность, что позволяет залежь или ее часть представить в виде единичной скважины.

Скважина-залежь (С-3) наделяется средними, приходящимися на скважину по проекту разработки, размерами, запасами УВ, водонасыщенностью, статистической поровой, гидродинамической и энергетической структурой, а также типовым для принятой технологии разработки полем градиентов давления по площади и мощности залежи.

Вероятность наличия подвижных запасов dWi в объеме коллектора dVj определяется как произведение вероятностей i-того события по пористости Kпi, проницаемости Kпрi и величине градиента давления Fdpi, обеспечивающей подвижность флюида

где

.

p(Kп), p(Kпр), p(Kохв)) - плотность распределения соответствующих характеристик.

Интегрированием dWij по нефтенасыщенному интервалу пористости и объему коллектора определяется доля перового объема С-З с подвижным УВ флюидом. Очевидно, что в поле градиентов давления, которое обусловлено соответствующей технологией разработки, извлечь можно лишь подвижные запасы нефти. Соответственно подвижную долю запасов УВ в зоне питания типовой скважины можно считать технологическим коэффициентом извлечения нефти КИН залежи. Расчет подвижных запасов УВ описанным способом осуществляется на современных ПВЭМ использованием разработанного программного обеспечения.

Пример расчета КИН для Красноленинского месторождения.

Талинская площадь Красноленинского месторождения, блок 46,

Объект разработки - ЮК10-11,,

Система разработки - рядная с поддержанием пластового давления,

Средняя площадь питания на 1 скважину - 25 га,

Нефтенасыщенная мощность - 21 м,

Пластовые условия: температура - 99°С, давление - 22.3 МПа.

Характеристика ФЕС горной породы.

Средний коэффициент проницаемости - Кпр=184 мД

Средний коэффициент пористости - Кп=0,16

Коэффициент нефтенасыщенности - Кн=0,85

Остаточный коэффициент нефтенасыщенности - Кон=0,32

КИН Талинской площади Красноленинского месторождения, ЮК10-11 утверждался ГКЗ неоднократно, понижаясь от значения более 0,4 до текущего 0,257.

Технология определения КИН заявленным способом. По результатам имеющихся лабораторных исследований керна и ГИС строится статистическая поровая и гидродинамическая структура коллектора Фиг.1 и 2.

Проводятся дополнительные исследования коллекторских свойств образцов керна при низких градиентах давления до 1∗10-4 МПа/м и линейной скорости фильтрации до 1∗10-4 м/сутки. С учетом дополнительных исследований определяется энергетическая структура коллектора Фиг.3, Табл.1. Она отражает нелинейные свойства процесса фильтрации флюидов в неоднородных сложнопостроенных коллекторах. Напряжение сдвига F(Kпр) в Табл. 1 описывает затраты энергии на перемещение флюида на 1 м в поровых каналах коллектора с i-той проницаемостью. График на Фиг.3 характеризует долю подвижных запасов в поровых каналах коллектора средне статистической проницаемости в поле приложенных сил. Очевидно, что интегральная доля подвижных запасов есть не что иное, как коэффициент вытеснения в интерпретации Крылова А.П. В отличии от последнего и от прототипа в предложенном способе доля подвижных запасов является функцией пористости, проницаемости, свойств флюида и величины градиента давления в каждой точке горной породы залежи.

Определяется поровый объем и геологические запасы нефти, приходящиеся на типовую скважину С-З, которым приписывается статистическая структура горной породы залежи Табл. 2.

В упрощенном для наглядности варианте разобьем коллектор скважины С-З на три типа: суперколлектор, коллектор и неколлектор по величине средней проницаемости, а зону питания скважины С-З на три участка по радиусам удаленности от забоя. Это позволяет перейти от интегрирования к суммированию по аргументам.

Поле давлений и соответствующие выделенным участкам градиенты давлений определены решением обобщенного уравнения Дарси как для скважины С-З, так и для ее участков.

Необходимые исходные данные для расчетов и результаты определения КИН по залежи, по участкам и по выделенным типам коллекторов приведены в Табл.1, 2.

Таблица 1
Характеристика коллектора приписанного скважине С-З
Тип коллектора Проницаемость, мВ Доля коллектора, % Напряжение сдвига, МПа/см2
Неколлектор 13 45 0,02300
Коллектор 166 35 0,00220
Суперколлектор 600 20 0,00061
Коллектор скважины С-3 184 100 -
Таблица 2
Результаты определения КИН
1 Скважина-залежь, С-З, радуис, м 0,2-50 50-166 166-282
Геологические запасы нефти, тыс.м3 в том числе: 22,4 224,7 466,0
2 1. Суперколлектор 4,48 44,9 197,2
2. Коллектор 7,74 78,6 163,1
3. Неколлектор 10,08 101,2 209,7
3 Поле градиентов давления, МПа/м 0,0149 0,00465 0,00310
4 Доля подвижных запасов, в том числе: 0,234 0,152 0,123
1. Суперколлектор 0,495 0,343 0,291
2. Коллектор 0,391 0,279 0,187
3. Неколлектор 0,000 0 0,000
5 Извлекаемые запасы нефти, КИН 0,135

Значение КИН в упрощенном варианте способа составляет 0,135 при фактически достигнутом 0,11 при обводненности 0,95. Расчет извлеченных за 5 лет запасов нефти на программном комплексе Eclipse с использованием статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры дает КИН=0,105 при обводненности 85%

Ниже в таблице приведены для сравнения результаты расчета КИН залежей, разрабатываемых в режиме поддержания пластового давления (ППД). Расчеты проведены по гидродинамическим (ГД) моделям и приняты ГКЗ. Здесь же приведены фактические КИН залежей при обводненности более 95% и полученные предложенным способом значения КИН-НЛ с учетом нелинейной фильтрации на базе статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры коллекторов.

Таблица 3
КИН залежей в режиме ППД методами ГД-моделирования и с учетом нелинейной фильтрации (КИН-НЛ) в коллекторе типовой скважины С-З
Юрские залежи КИН, %
Факт на 1.01.04 По ГД моделям КИН-НЛ*
ВГФ ±ΔКИН % По ∇P ΔКИН %
Мортымья-Тетеревская 0,508 0,515 1,8 0,498 1,6
Южно-Тетеревская 0,396 0,406 2,5 0,435 9,8
Восточно-Тетеревская 0,427 0,433 1,4 0,421 1,4
Талинская 0,110 0,257 134 0,105 4,5
Кетовская 0,098 0,320 226 0,094 4,1
*- без учета использованных методов повышения нефтеотдачи

Предложенный способ расчета КИН на базе статистической структуры запасов Талинской площади ЮК10-11 и Кетовского ЮВ1 месторождения без адаптации дает значения КИН в режиме ППД соответственно 10.9 и 10.0% в согласии с фактическими - 11 и 9.8%. Утвержденные ГКЗ извлекаемые запасы нефти по этим залежам - 25.7 и 32% соответственно, выполненные с использованием самых современных ГД - моделей пласта, завышают КИН в 2 раза и более. По залежам с относительно однородной структурой коллектора Мартымья-Тетеревской площади рассчитанные КИН по ГД-модели и предложенным способом хорошо согласуются с реально достигнутой нефтеотдачей.

Следовательно, предложенный способ определения КИН сложнопстроенных залежей с неоднородной структурой коллектора в соответствии с поставленной задачей упрощает и повышает надежность прогноза нефтеотдачи. При этом использование модели скважина-залежь не только сокращает на порядок время расчета КИН, но и дает распределение подвижных запасов по площади залежи и по гидродинамическому типу коллекторов. Это позволяет принимать эффективные геолого-технические решения по повышению нефтеотдачи.

Способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, включающий лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи, отличающийся тем, что коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости соответственно до 1·10-4 МПа/м и 1·10-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС определяется статистическая поровая гидродинамическая и энергетическая структура горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывается как доля порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления среднестатистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки.

www.findpatent.ru

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации - патент РФ 2504654

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Техническим результатом является повышение точности, надежности и значительное уменьшение времени определения значения коэффициента извлечения нефти (КИН). Способ включает лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи. Причем коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости, соответственно до 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 МПа/м и 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС. Определяют статистическую поровую гидродинамсческую и энергетическую структуру горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывают как долю порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления средне статистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки. 1 пр., 3 табл., 3 ил.

Рисунки к патенту РФ 2504654

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654

Изобретение относится к разработке углеводородных залежей сложного геологического строения с неоднородными, в том числе низко проницаемыми коллекторами. Эффективность процесса разработки месторождений нефти определяется коэффициентом извлечения нефти (КИН). Надежность способа определения КИН дает возможность выбора эффективных технологических решений, обеспечивающих полноту извлечения геологических запасов нефти.

В 50-х годах академик А.П. Крылов предложил следующую простую формулу для расчета величины КИН [1. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. // Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. - М. Гостоптехиздаст, 1957. - С.116-139.],

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654

где коэффициент вытеснения нефти водой Кв отражает эффективность процесса вытеснения на микроуровне, а коэффициент охвата вытеснением Kохв - эффективность процесса заводнения на макроуровне. В теории и практике разработки месторождений нефти данная формула и ее многочисленные уточнения [2. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. // Нефтяное хозяйство. - 2006. - 1. - С.66-68.] стали применяться для установления достигаемой величины Kохв, так как знание Kохв позволяет корректировать число, плотность, местоположение пробуренных или проектных добывающих и нагнетательных скважин. При этом предполагается, что Kв является константой во времени, что не подтверждается на практике. K в зависит от многих факторов: проницаемости, пористости, начальной нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности и др [3. Закиров С.Н. и др. Новые представления о коэффициентах вытеснения, охвата и извлечения нефти // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Доклады ||| Международного научного симпозиума - М. 2011. - С.117-122; 4. Лебединец Н.П., Юсупов P.M. Экспертный анализ коэффициентов нефтеизвлечения. // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.// Доклады ||| Международного научного симпозиума - М. 2011. - С.133-137].

Практика показывает, чем выше неоднородность коллектора, его анизотропия, тем меньше надежность оценок КИН. В большинстве случаев Государственный комитет по запасам (ГКЗ) рассматривает и утверждает численное значение КИН, обоснованное с использованием программных комплексов. Последние включают геологическое и гидродинамическое моделирование. Современное программное обеспечение позволяет выполнить построение геологической модели с высокой степенью детализации (вплоть до разрешения 0,2 м по вертикали - на уровне разрешения каротажа) и в полной мере учесть все особенности геологического строения залежей в трехмерных трехфазных гидродинамических моделях. Методика определения КИН залежей предусматривает создание трехмерной геологической, а затем гидродинамической модели пласта. В них заложены коэффициенты пористости, проницаемости, начальной нефтенасыщенности, песчанистости, расчлененности и вытеснения нефти по лабораторным исследованиям фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) керна. Производится адаптация модели путем воспроизведения истории разработки или опробований ранее пробуренных скважин, а затем прогноз технологических параметров моделируемой системы разработки для заданной схемы расстановки скважин и режимов их эксплуатации. КИН определяется как отношение объема нефти, извлеченной скважинами при экономически рентабельных дебитах, к объему геологических запасов.

Наиболее полно возможности гидродинамической оценки эффективности извлечения нефти рациональными схемами разработки изложены в патенте РФ «Способ разработки нефтяного месторождения с искусственным поддержанием пластового давления» [5. Патент РФ № 2190761, 7 Е21В 43/20, 2002], который взят за прототип. По результатам анализа геолого-физических условий разработки месторождения (лабораторные и геофизические исследования) определяют зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления между линиями нагнетания вытесняющих агентов и отбора пластовых флюидов. Используя полученную зависимость, варьируют размещением нагнетательных и эксплуатационных скважин в зависимости от распределения зон остаточной нефтенасыщенности и категориями этих скважин.

Недостатками прототипа являются невозможность использования способа, учитывающего нелинейную зависимость остаточной нефтенасыщенности от градиента давления, на начальной стадии составления проекта разработки залежи и высокая степень неопределенности искомой зависимости на стадии разработки из-за отсутствия методов определения реального распределения остаточных запасов по площади разрабатываемой залежи.

Методы и средства определения структуры породы коллекторов и ФЕС, используемые в гидродинамических моделях, регламентированы государственными и отраслевыми стандартами. В частности, ГОСТ 26450.1-85 и ОСТ 39-181-85 регламентируют определение коэффициента пористости, ГОСТ 26450.2-85 и ОСТ 39-235-89 - коэффициента абсолютной и фазовой проницаемости породы коллекторов, ОСТ 39-195-86 - коэффициента вытеснения нефти водой. По стандартам ФЕС коллектора следует определять: «при линейной скорости фильтрации 1-5 м в сутки, если нефтенасыщенность менее 20% и проницаемость коллектора менее 10-3 мкм2, при линейной скорости 0,1-1,0 м в сутки, если нефтенасыщенность и проницаемость больше указанных значений.

Недостатком регламентов и соответствующих гидродинамических моделей является ограничение области определения по перепаду давления 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-3-3способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-1 МПа. Этот перепад давления на единичном образце керна длиной ~30 мм достигается при минимальном градиенте давления около 0,03 МПа/м. Выполнение требования нормативных документов обеспечить линейную скорость фильтрации 0,1-5,0 м/сут на разном типе коллектора обеспечивается при градиентах давления более 0,1 МПа/м.

Столь высокие значения градиента давления характерно для призабойной зоны пласта. На удалении от ствола скважины в теле пласта градиенты давления на порядки меньше. В этой области исследования проницаемости и ФЕС керна крайне ограничены. Недостатком стандартов является и общий методологический подход: образец керна или составленная из нескольких образцов модель коллектора характеризуется конкретной величиной пористости, проницаемости и остаточной нефтенасыщенности.

Таким образом, уже на начальном этапе получения исходных данных для геологических и гидродинамических моделей пласта искусственно сглажена сложная структура породы коллекторов. Высокие градиенты давления исключают проявление нелинейных эффектов и формально обеспечивают применимость линейной гидродинамики Дарси и ее модификаций. С этим, например, связано удовлетворительное совпадение принятых на ГКЗ значений КИН с фактическими на залежах с однородными высокопроницаемыми коллекторами типа Мартымья-Тетеревской и завышенное в 1,5-3 раза значение КИН на неоднородных сложнопостроенных залежах типа Кетовской и Талинской.

Задачей, стоящей перед изобретением, является повышение надежности и сокращение трудоемкости определения КИН при разработке неоднородных сложнопостроенных залежей.

Задача решается тем, что в дополнение к лаборатрным и геофизическим исследованиям фильтрационно-емкостных свойств горной породы и определению градиентов давления по площади залежи:

1. Расширяют диапазон исследования коллекторских свойств образцов керна по величине перепада давления в сторону его минимальных значений до 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 МПа/м и по линейной скорости фильтрации до 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 м/сутки.

2. Определяют плотность распределения коллекторских свойств в объеме керна (пористости, проницаемости и доли перового объема с подвижным флюидом) во всем интервале градиентов давления и линейной скорости фильтрации.

3. Строят по результатам лабораторных и геофизических исследований (ГИС) статистическую поровую, гидродинамическую (по проницаемости) и энергетическую структуру запасов углеводородов (УВ). При этом энергетическая структура характеризует долю порового объема коллектора заданной проницаемости с подвижным флюидом при соответствующем градиенте давления.

4. Строят типовое для принятой технологии разработки поле градиентов давления по площади и мощности залежи.

5. Определяют численное значение КИН как долю подвижных запасов на площади разработки, приходящуюся на типовую скважину-залежь (С-3) в созданном по проекту энергетическом поле градиентов давления, при условии, что геологическая модель горной породы коллектора, приписанной типовой скважине, соответствует среднестатистической по залежи.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 показана статистическая поровая структура коллектора, на фиг.2 - гидродинамическая структура коллектора, а на фиг.3 - доля подвижных запасов в поровых каналах.

В основу изобретения положено представление о случайном характере распределения независимых характеристик коллектора, таких как пористость, проницаемость, геометрия поровых каналов, в сколь угодно малом объеме горной породы. По мере роста объема горной породы случайность переходит в свою противоположность - статистическую закономерность, что позволяет залежь или ее часть представить в виде единичной скважины.

Скважина-залежь (С-3) наделяется средними, приходящимися на скважину по проекту разработки, размерами, запасами УВ, водонасыщенностью, статистической поровой, гидродинамической и энергетической структурой, а также типовым для принятой технологии разработки полем градиентов давления по площади и мощности залежи.

Вероятность наличия подвижных запасов dWi в объеме коллектора dVj определяется как произведение вероятностей i-того события по пористости Kпi, проницаемости Kпрi и величине градиента давления Fdpi, обеспечивающей подвижность флюида

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654

где способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654

способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 .

p(Kп), p(Kпр), p(Kохв)) - плотность распределения соответствующих характеристик.

Интегрированием dWij по нефтенасыщенному интервалу пористости и объему коллектора определяется доля перового объема С-З с подвижным УВ флюидом. Очевидно, что в поле градиентов давления, которое обусловлено соответствующей технологией разработки, извлечь можно лишь подвижные запасы нефти. Соответственно подвижную долю запасов УВ в зоне питания типовой скважины можно считать технологическим коэффициентом извлечения нефти КИН залежи. Расчет подвижных запасов УВ описанным способом осуществляется на современных ПВЭМ использованием разработанного программного обеспечения.

Пример расчета КИН для Красноленинского месторождения.

Талинская площадь Красноленинского месторождения, блок 46,

Объект разработки - ЮК10-11,,

Система разработки - рядная с поддержанием пластового давления,

Средняя площадь питания на 1 скважину - 25 га,

Нефтенасыщенная мощность - 21 м,

Пластовые условия: температура - 99°С, давление - 22.3 МПа.

Характеристика ФЕС горной породы.

Средний коэффициент проницаемости - Кпр=184 мД

Средний коэффициент пористости - Кп=0,16

Коэффициент нефтенасыщенности - Кн=0,85

Остаточный коэффициент нефтенасыщенности - Кон=0,32

КИН Талинской площади Красноленинского месторождения, ЮК 10-11 утверждался ГКЗ неоднократно, понижаясь от значения более 0,4 до текущего 0,257.

Технология определения КИН заявленным способом. По результатам имеющихся лабораторных исследований керна и ГИС строится статистическая поровая и гидродинамическая структура коллектора Фиг.1 и 2.

Проводятся дополнительные исследования коллекторских свойств образцов керна при низких градиентах давления до 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 МПа/м и линейной скорости фильтрации до 1способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 10-4 м/сутки. С учетом дополнительных исследований определяется энергетическая структура коллектора Фиг.3, Табл.1. Она отражает нелинейные свойства процесса фильтрации флюидов в неоднородных сложнопостроенных коллекторах. Напряжение сдвига F(Kпр) в Табл. 1 описывает затраты энергии на перемещение флюида на 1 м в поровых каналах коллектора с i-той проницаемостью. График на Фиг.3 характеризует долю подвижных запасов в поровых каналах коллектора средне статистической проницаемости в поле приложенных сил. Очевидно, что интегральная доля подвижных запасов есть не что иное, как коэффициент вытеснения в интерпретации Крылова А.П. В отличии от последнего и от прототипа в предложенном способе доля подвижных запасов является функцией пористости, проницаемости, свойств флюида и величины градиента давления в каждой точке горной породы залежи.

Определяется поровый объем и геологические запасы нефти, приходящиеся на типовую скважину С-З, которым приписывается статистическая структура горной породы залежи Табл. 2.

В упрощенном для наглядности варианте разобьем коллектор скважины С-З на три типа: суперколлектор, коллектор и неколлектор по величине средней проницаемости, а зону питания скважины С-З на три участка по радиусам удаленности от забоя. Это позволяет перейти от интегрирования к суммированию по аргументам.

Поле давлений и соответствующие выделенным участкам градиенты давлений определены решением обобщенного уравнения Дарси как для скважины С-З, так и для ее участков.

Необходимые исходные данные для расчетов и результаты определения КИН по залежи, по участкам и по выделенным типам коллекторов приведены в Табл.1, 2.

Таблица 1
Характеристика коллектора приписанного скважине С-З
Тип коллектора Проницаемость, мВДоля коллектора, % Напряжение сдвига, МПа/см2
Неколлектор 13450,02300
Коллектор166 350,00220
Суперколлектор600 200,00061
Коллектор скважины С-3 184100-
Таблица 2
Результаты определения КИН
1 Скважина-залежь, С-З, радуис, м 0,2-5050-166166-282
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654Геологические запасы нефти, тыс.м3 в том числе:22,4 224,7466,0
21. Суперколлектор 4,4844,9197,2
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 25046542. Коллектор 7,7478,6163,1
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 25046543. Неколлектор 10,08101,2209,7
3Поле градиентов давления, МПа/м0,0149 0,004650,00310
4Доля подвижных запасов, в том числе: 0,2340,152 0,123
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 25046541. Суперколлектор 0,4950,3430,291
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 25046542. Коллектор 0,3910,2790,187
способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 25046543. Неколлектор 0,00000,000
5Извлекаемые запасы нефти, КИН0,135

Значение КИН в упрощенном варианте способа составляет 0,135 при фактически достигнутом 0,11 при обводненности 0,95. Расчет извлеченных за 5 лет запасов нефти на программном комплексе Eclipse с использованием статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры дает КИН=0,105 при обводненности 85%

Ниже в таблице приведены для сравнения результаты расчета КИН залежей, разрабатываемых в режиме поддержания пластового давления (ППД). Расчеты проведены по гидродинамическим (ГД) моделям и приняты ГКЗ. Здесь же приведены фактические КИН залежей при обводненности более 95% и полученные предложенным способом значения КИН-НЛ с учетом нелинейной фильтрации на базе статистической поровой, гидродинамической и энергетической структуры коллекторов.

Таблица 3
КИН залежей в режиме ППД методами ГД-моделирования и с учетом нелинейной фильтрации (КИН-НЛ) в коллекторе типовой скважины С-З
Юрские залежи КИН, %
Факт на 1.01.04По ГД моделям КИН-НЛ*
ВГФ±способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 КИН %По способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 Pспособ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, патент № 2504654 КИН %
Мортымья-Тетеревская 0,5080,515 1,80,4981,6
Южно-Тетеревская 0,3960,4062,5 0,4359,8
Восточно-Тетеревская 0,4270,4331,4 0,4211,4
Талинская0,110 0,257134 0,1054,5
Кетовская0,098 0,3202260,094 4,1
*- без учета использованных методов повышения нефтеотдачи

Предложенный способ расчета КИН на базе статистической структуры запасов Талинской площади ЮК10-11 и Кетовского ЮВ1 месторождения без адаптации дает значения КИН в режиме ППД соответственно 10.9 и 10.0% в согласии с фактическими - 11 и 9.8%. Утвержденные ГКЗ извлекаемые запасы нефти по этим залежам - 25.7 и 32% соответственно, выполненные с использованием самых современных ГД - моделей пласта, завышают КИН в 2 раза и более. По залежам с относительно однородной структурой коллектора Мартымья-Тетеревской площади рассчитанные КИН по ГД-модели и предложенным способом хорошо согласуются с реально достигнутой нефтеотдачей.

Следовательно, предложенный способ определения КИН сложнопстроенных залежей с неоднородной структурой коллектора в соответствии с поставленной задачей упрощает и повышает надежность прогноза нефтеотдачи. При этом использование модели скважина-залежь не только сокращает на порядок время расчета КИН, но и дает распределение подвижных запасов по площади залежи и по гидродинамическому типу коллекторов. Это позволяет принимать эффективные геолого-технические решения по повышению нефтеотдачи.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ определения коэффициента извлечения нефти при нелинейной фильтрации, включающий лабораторные и геофизические исследования фильтрационно-емкостных свойств горной породы, в том числе коэффициентов пористости, проницаемости, нефтенасыщенности и вытеснения нефти, определение поля градиентов давления по площади залежи, отличающийся тем, что коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства определяются в расширенном диапазоне давления и линейной скорости соответственно до 1·10-4 МПа/м и 1·10-4 м/сутки, на базе полученных данных и результатов ГИС определяется статистическая поровая гидродинамическая и энергетическая структура горной породы залежи, в том числе подвижных (извлекаемых) запасов углеводородов в поле градиентов давления, а КИН рассчитывается как доля порового объема залежи с подвижными запасами углеводородов (нефти) в поле градиентов давления среднестатистического участка, приходящегося на одну добывающую скважину, имеющего среднестатистические параметры ФЕС горной породы залежи с типовым полем градиентов давления рассматриваемой технологической схемы разработки.

www.freepatent.ru

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН)

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН)

Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. В зависимости от многочисленных факторов варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %). Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды .На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы. Подобно подсчету балансовых запасов определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей. На открытых залежах, по завершению поискового этапа, а также на стадии оценки, когда данных еще недостаточно, расчет коэффициентов извлечения основывается на многомерных статистических моделях. При подсчете запасов нефти после завершения разведки и при пересчете запасов после разбуривания залежи по первому проектному документу составляется технико-экономическое обоснование (ТЭО) коэффициента извлечения на основе опыта нефтедобывающих районов с учетом достигнутого уровня техники и технологии добычи. В этом документе обосновывается выбор оптимального варианта системы разработки по результатам технико-экономических расчетов нескольких вариантов систем, в том числе и варианта системы разработки на естественном режиме. Для каждого варианта рассчитываются коэффициент извлечения и другие показатели разработки. Принимается коэффициент извлечения того варианта, который наиболее рационален с учетом замыкающих затрат. Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации-на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями,-на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения. Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон. Если залежь вступила в позднюю стадии разработки, ее извлекаемые запасы могут быть уточнены непосредственно на основе данных эксплуатации за период работы на этой стадии, предшествующий дате подсчета запасов. В этом случае утвержденный коэффициент извлечения нефти уточняется в соответствии с подсчитанными извлекаемыми запасами и принимается равным отношению их величины к начальным балансовым запасам. Методы повышения нефтеотдачи. Повышение нефтеотдачи - это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами. Гидравлический разрыв пласта - процесс резкого повышения давления в призабойной зоне пласта путём закачки в ствол большого количества жидкости. Другой экстремальный способ - микровзрыв в призабойной зоне. В результате этого воздействия от места забоя скважины по пласту распространяются трещины, которые способствуют раскрытию закупоренных и соединению мелких пор. В сочетании с улучшением миграционных возможностей нефти в пласту это позволит получить из скважины большее количество нефти. Обычно, после проведения гидроразрыва скважину на некоторое время останавливают, давая возможность нефти мигрировать из отдалённых участков пласта ближе к забою. Водонагнетание - процесс увеличения проницаемости. В старых скважинах, уже не дающих нужное количество нефти, вместо извлечения жидкости применяют принудительную закачку (обычно воды) в пласт. В результате, в пласте повышается давление (правда не существенно), а небольшой остаток нефти в призабойной зоне этой скважины "выталкивается" за пределы окрестности скважины. В результате, нефть "вынуждена" мигрировать в другие зоны пласта, освобождая место для нагнетаемой воды. Если в других зонах пласта, куда эта нефть мигрировала, окажется добывающая скважина, нефть можно будет добыть из неё. В связи с этим, водонагнетание распространено в т. н. кустовых разработках. Куст - это скопление большого числа скважин на сравнительно небольшой площади. Реагентно-активационное воздействие(РАВ) - технология, позволяющая направленно регулировать устойчивость нефтегазового пласта к внешним воздействиям. Для этого в нагнетательную (возмущающую) скважину производят закачку специальных флюидов с целью изменения условий на поверхности минералов, в результате чего добиваются значительного повышения чувствительности нефтегазового пласта к динамическому воздействию в обширной зоне вокруг возмущающей скважины. Динамическое воздействие осуществляется при помощи специального устройства, способного инициировать в пласте низкочастотные продольные и поперечные волны, с одновременной вынужденной фильтрацией флюида через перфорационные отверстия под действием ударной волны, распространяющейся в насосно-компрессорной трубе (НКТ). Эти преобразования в пласте сопровождаются резким ростом подвижности пластового флюида и проницаемости водонасыщенной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины. Возросшая приемистость возмущающей скважины в большом объеме пласта, характеризующаяся равномерным профилем закачки флюида, позволяет охватить процессом заводнения заблокированные участки продуктивного пласта и зоны с предельно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Кроме того, увеличение ФЕС пласта в результате воздействия, приводит к более эффективному вытеснению нефти закачиваемой жидкостью. Последующее физико-химическое воздействие в реагирующих добывающих скважинах усиливает общий эффект применения технологии РАВ на блоке залежи, позволяя достигать высоких значений КИН за счет доизвлечения остаточных запасов УВ.

www.neftegaz.kz


Смотрите также