Способ контроля за разработкой нефтяной залежи

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам контроля за разработкой нефтяной залежи, например, для определения направления и скорости горизонтального перемещения нефти в однопластовой залежи, для оценке дебита отдельных пластов в скважинах, вскрывших одним фильтром несколько пластов и т.д. Способ включает отбор проб нефти из различных точек пласта через определенные промежутки времени и определение их оптической плотности. Оптическую плотность пробы нефти определяют при разных длинах волн. Рассчитывают спектральные коэффициенты. По их изменению судят о состоянии разработки нефтяной залежи. 3 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам контроля за разработкой нефтяной залежи, например, для определения направления и скорости горизонтального перемещения нефти в однопластовой залежи, для оценки дебета отдельных пластов в скважинах, вскрывших одним фильтром несколько пластов и т.д.

Известны методы контроля за разработкой нефтяной залежи по изменению какого-либо параметра нефти, например, концентрации компонентов, входящих в состав тяжелых высококипящих фракций нефти (рубидия, никеля и др.) [1] Однако анализы на определение этих компонентов весьма трудоемки, длительны и дают большие погрешности. Кроме того, некоторые методы повышения нефтеотдачи, например, микробиологический, не оказывают существенного влияния на содержание этих компонентов, что исключает возможность применения известного способа контроля.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ определения продвижения водонефтяного контакта в пласте [2] Сущность известного способа заключается в следующем: из различных точек пласта отбирают пробы нефти через определенные промежутки, времени, готовят растворы нефти в прозрачном растворителе и при строго постоянной длине волны (λ) определяют оптическую плотность раствора нефти, по которой рассчитывают коэффициент светопоглощения (К_сп) по формуле: где D оптическая плотность раствора нефти при длине волны λ; C концентрация нефти в растворе, доли единицы; l толщина слоя нефтяного раствора, см.

Полученные значения К_сп сопоставляют в динамике и по изменению этих величин судят о состоянии разработки нефтяной залежи.

Недостатком известного способа является малая информативность определяемого параметра. Так, если в пределах месторождений Республики Татарстан К_сп добываемой нефти изменяется в 3-5 раз, то для месторождений Западной Сибири этого параметра несущественно, поэтому использовать известный способ для контроля за разработкой этих месторождений не представляется возможным. К_сп является также недостаточно информативным параметром при воздействии какого-либо метода повышения нефтеотдачи на нефтяную залежь, если изменения оптических свойств нефти при этом незначительны.

Целью изобретения является повышение информативности способа контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Цель достигается тем, что в способе контроля за разработкой нефтяной залежи, включающем периодический отбор проб нефти из различных точек пласта и определение их оптических плотностей, оптические плотности проб нефти определяют при длинах волн 400-750 нм и рассчитывают спектральные коэффициенты по отношению оптических плотностей при разных длинах волн, при этом по изменению спектральных коэффициентов судят о состоянии разработки нефтяной залежи.

Использование в предлагаемом способе отношений оптических плотностей одного и того же раствора нефти в одной и той же кювете , когда из формулы спектрального коэффициента исключаются концентрация и толщина слоя нефтяного раствора, устраняет ошибки, вносимые в определение коэффициента светопоглощения, который, как было показано выше, определяется по формуле . При этом неизбежно вносятся погрешности приготовления раствора заданной концентрации (зависящие от руки исполнителя, точности мерной посуды и т.д.). Кроме того, может не соблюдаться условие постоянства длины волны, если приходиться работать на разных приборах или на одном приборе длительное время, а также возможно наличие систематической ошибки измерения. В итоге погрешности определения К_сп становятся сопоставимыми с различиями К_сп, что делает невозможным применение известного способа.

Измерение в предлагаемом способе оптических плотностей в большом диапазоне длин волн (400-750 нм) позволяет расширить возможности контрольного параметра, выбрав наиболее информативные отношения.

В промысловых условиях способ осуществляют следующим образом.

С исследуемого участка, на котором планируется применение метода повышения нефтеотдачи, из добывающих скважин периодически (не реже 1 раза в месяц) отбирают пробы нефти, определяют оптические плотности нефтяных растворов в диапазоне длин волн 400-750 нм, рассчитывают спектральные коэффициенты СК 400/440, 440/490, 490/540, 540/590, 590/670, 670/750. То же самое делают и после определения метода повышения нефтеотдачи. Затем методом математической статистики с применением U критерия Уилкоксона-Манна-Уитни определяют, различаются ли между собой две выборки спектральных коэффициентов (до и после воздействия метода) с довепительной вероятностью не менее 0,95.

Для этого для каждой выборки рассчитывают среднее арифметическое значение и сравнивают их между собой. Если среднее 1-й выборки больше среднего значения 2-й выборки, то и каждый член 1-й выборки должен быть больше каждого члена 2-й выборки (и наоборот). Каждое отклонение от этого условия оценивается баллом 1,0; равенство членов выборок баллом 0,5. После сравнения всех членов выборок баллы суммируют и таким образом находят расчетное значение U-критерия, а по таблице критических значений U-критерия для заданного уровня доверительной вероятности при данном количестве членов каждой выборки (m, n) находят табличное значение U-критерия. Если выполняется условие Uрасч. ≅Uтабл. то две выборки существенно различаются между собой. При этом из всего диапазона соотношений выбирают то, где различие наиболее значимое (для каждой нефти это будет свое соотношение).

При существенном различии двух совокупностей спектральных коэффициентов делают вывод о влиянии метода повышения нефтеотдачи на разработку данного участка.

Опытный участок залежи N 302 Ромашкинского месторождения разрабатывался путем заводнения; в сентябре 1992 г. в нагнетательную скважину 26427 были закачаны микроорганизмы и раствор питательных веществ.

Как известно, микробиологические методы увеличения нефтеотдачи изменяют оптические свойства нефти, поэтому решено было для контроля за ходом разработки применить предлагаемый способ (в сравнении с известным).

Для этого, начиная с 1990 г. из добывающих скважин периодически отбирали пробы жидкости, производили анализ нефти и воды, в том числе и определяли оптическую плотность нефти при длинах волн 400, 440, 490, 540, 590, 670, и 750 нм. Затем для каждой пробы рассчитывали коэффициент светопоглощения при λ= 540 (К_сп⁵⁴⁰) и спектральные коэффициенты СК 400/440, 440/490, 490/540, 540/590, 590/670, 670/750.

В табл. 1 и 2 приведены значения К_сп и СК для всех исследованных скважин и результаты их математической обработки с применением U-критерия Уилкоксона-Манна-Уитни.

На примере одной скважины (26422) конкретно показано, как решается вопрос о существенности различий К_сп до и после микробиологического воздействия.

1-я выборка 481-607 (n=2), cp. ариф. 544 2-я выборка 651-604-640-654-613-596-673-642-684-594 (m=10), ср. ариф. 635 Сравниваем 1-й член 1-й выборки со всеми членами 2-й выборки. Число баллов равно 0, т.к. он меньше всех членов 2-й выборки. Так же сравниваем 2-й член 1-й выборки со всеми членами 2-й выборки. Число баллов равно 1,0+1,0+1,0= 3,0. Итак, Uрасч. равно 3,0. По табл. 63(3) для n=2, m=10 и P= 0,95 находим Uтабл. 1,0. Сопоставление Uрасч. и Uтабл. показывает, что между 1-й и 2-й выборкой нет существенного различия с доверительной вероятностью 0,95. Если же сопоставить Uрасч. и Uтабл. при доверительной вероятности 0,90, то Uрасч.Uтабл.3,0, т.е. различие между двумя выборками существует с доверительной вероятностью 0,90.

Как видно из табл.3, пробы из трех исследованных скважин (15512, 26422, 26426) не показали статистически значимых изменений в свойствах нефтей как по К_сп, так и по СК во всем исследованном интервале длин волн (400-750 нм).

В пробах из скважин 26432, 26433 и 26437 по К_сп также не зафиксировано статистически значимых изменений, однако по СК имеются существенные различия с высокой доверительной вероятностью. При этом во всех случаях для данных нефтей наиболее чувствительным оказался СК 490/540.

Применение предлагаемого способа показало направление преимущественного продвижения закачанных в нагнетательную скважину 26427 реагентов.

Таким образом, использование спектрального коэффициента в предлагаемом способе увеличивает информативность контроля процесса разработки, а следовательно, позволяет более эффективно управлять разработкой по сравнению с известным способом.

Формула изобретения

Способ контроля за разработкой нефтяной залежи, включающий периодический отбор проб нефти из различных точек пласта и определение их оптических плотностей, отличающийся тем, что оптические плотности проб нефти определяют при длинах волн 400 750 нм и рассчитывают спектральные коэффиценты по отношению оптических плотностей при разных длинах волн, при этом по изменению спектральных коэффициентов судят о состоянии разработки нефтяной залежи.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4