Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам исследования скважин и пластов. Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет диагностирования типа коллектора и зон трещиноватости. Для этого по методам геофизических исследований в скважинах (ГИС) определяют толщину, проницаемость пласта-коллектора. Моделируют дебит нефтегазовых скважин по одночленной и двучленной модели. Затем рассчитывают потенциальный дебит скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти. Определяют фактический дебит и сравнивают его с потенциальным (прогнозным), определяя относительную ошибку прогноза. При этом толщину пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин. Дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости их коэффициента проницаемости от коэффициента пористости. Коэффициент проницаемости пласта-коллектора определяют с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по ГИС. При сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный. Если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый. 1 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам исследования скважин и пластов.

Известен способ [1] , где определение проницаемости пласта-коллектора производится по керну, по коэффициентам продуктивности скважин, по кривым восстановления давления, с использованием электрического моделирования. При сравнении проницаемости, определенной разными методами, диагностируется высокая степень трещиноватости при превышении проницаемости по промысловым данным более чем в 10 раз, чем проницаемость по керну; средняя степень трещиноватости - при отличии проницаемости, определенной по различным методам, в несколько раз; низкая степень трещиноватости - при незначительном различии проницаемостей, определенных различными методами. Указанный способ чрезвычайно трудоемок, т. к. иметь несколько методов определения проницаемости одного участка пласта в одной скважине практически возможно только при постановке специальных исследований.

Известен способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин (прототип) по материалам геофизических исследований в скважинах (ГИС) [2] . Способ включает определение по методам ГИС толщины, проницаемости и пористости пласта-коллектора. Обоснование моделей проницаемостей проводят для всех типов коллекторов также по данным ГИС и испытаний и только для гранулярных коллекторов - по данным керна. Также моделируют дебит нефтегазовых скважин по одночленной и двучленной модели. Затем рассчитывают потенциальный дебит скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти, определяют фактический дебит и сравнивают его с потенциальным (прогнозным), определяя относительную ошибку прогноза. Удовлетворительная степень совпадения фактических дебитов с прогнозными, по мнению авторов прототипа, подтверждает правильность их теоретических моделей и представлений, лежащих в основе способа.

Недостатком прототипа является то, что затруднительно предполагать априорное знание типа структуры порового пространства коллектора, необходимое в дальнейшем для построения моделей и соответствующих расчетов. Кроме того, практика показала, что иногда имеет место "аномальное" превышение фактических дебитов над потенциальными, рассчитанными по формуле Дюпюи.

Соответственно решаемой предлагаемым изобретением задачей и ожидаемым результатом является повышение эффективности способа оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин с возможностью диагностирования типа коллектора и зон трещиноватости. Авторы объясняют явление "аномального" превышения фактических дебитов над расчетными, не прибегая к сложному моделированию проницаемостей и дебитов. Диагностирование типа коллектора и зон трещиноватости позволяет добиться эффективности проектирования и разработки месторождений за счет правильного выбора геолого-технических и других мероприятий.

Поставленная задача решается тем, что определение толщины пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин, дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости коэффициента проницаемости K_пр от коэффициента пористости K_пор, определение коэффициента проницаемости пласта-коллектора производят с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по геофизическим данным, причем при сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный; если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый.

Способ осуществляется следующей последовательностью операций: 1. Определение толщины пласта, входящей в интервал перфорации данной скважины (для правильного расчета дебита).

2. Определение пористости коллектора методом геофизики.

3. Отбор керна и исследование зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости.

4. Определение с использованием полученной зависимости и коэффициента пористости по геофизике коэффициента проницаемости каждого пропластка.

5. Определение разницы между пластовым и забойным давлением по каждой исследуемой скважине.

6. Расчет потенциального дебита скважин по формуле Дюпюи с учетом произведенных операций п.п. 1-5 и проектных данных.

7. Определение фактического дебита.

8. Сравнение фактического дебита с расчетным, определение типа коллектора и ранжирование зон трещиноватости.

Пример конкретного осуществления способа для карбонатных коллекторов турнейского яруса Онбийского месторождения Татарстана Для расчета потенциального дебита применялась формула Дюпюи в следующем виде: где Q_н.пов - дебит нефти на поверхности, м³/сут; К - проницаемость объекта, мд; h - толщина объекта, м; ΔP - депрессия, равная разнице между пластовым и забойным давлением, атм; b - объемный коэффициент нефти, доли ед.; μ - вязкость нефти, спз;
r_с - радиус скважины, м;
σ_ср - половина среднего расстояния между данной скважиной и соседними (контур питания).

Для турнейского яруса Онбийского месторождения Татарстана μ = 39.3 спз, b = 1.036, r_с = 0.216 м и σ_ср= 200м (согласно технологической схеме разработки).

Необходимые для расчета данные получены также из базы данных по ГИС и базы данных по разработке, по результатам исследования кернов получена зависимость lnК_пр = f (lnК_пор)
Зависимость имеет вид
lnК_пр = 7.5422 lnК_пор - 16.708; R = 0.94,
где R - коэффициент корреляции, и совпадает с зависимостью lnК_пр = f (lnК_пор) для карбонатных отложений Якушкинского месторождения Самарской области [3]. Необходимые данные для расчета потенциальных дебитов и результаты расчета, а также построенная зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости кернов представлены в табл. 1 и на фиг. 1 соответственно. Из табл. 1 и 2 видно, что большинство скважин, в том числе скважины, расположенные на куполах Онбийского поднятия, характеризуются превышением фактического дебита над потенциальным, что позволило авторам предположить преимущественно трещиноватый тип карбонатных коллекторов турнейского яруса Онбийского месторождения. Как видно из табл. 2, отношение фактического и потенциального дебитов на правом куполе составляет десятки и сотни раз, что соответствует зоне средней и высокой трещиноватости; отношение дебитов на левом куполе составляет единицы раз, что соответствует зоне низкой трещиноватости. Представления авторов подтвердились при разработке месторождения.

Лишь в трех скважинах имеет место примерное равенство (N 582), или превышение потенциального дебита над фактическим (NN 11148, 13395), то есть коллектора имеют поровую структуру (гранулярный тип).

Таким образом, способ эффективнее прототипа, так как позволяет диагностировать тип коллектора и зоны трещиноватости без сложного моделирования проницаемостей и дебитов. Соответственно способ промышленно применим.

Источники информации
1. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта A4 Кулешовского месторождения. Труды Гипровостокнефти, вып.IX, М., Недра, 1965, с. 95-102.

2. Кнеллер Л. Е., Рындин В.Н., Плохотников А. Н. Оценка проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин по материалам геофизических исследований в скважинах. Геология нефти и газа, N 8, 1992 г., с. 25-28.

3. Югин Л.Г., Асланова Е. С. Определение средней пористости продуктивных пластов. Якушкинского месторождения. Труды Гипровосток-нефти, вып. IX, М., Недра, 1965, с. 346-353.

Формула изобретения

Способ оценки проницаемости пород и дебитов нефтегазовых скважин, включающий определение толщины и пористости пласта-коллектора по геофизическим исследованиям скважин и проницаемости, расчет потенциального дебита скважин по формуле Дюпюи с учетом разницы пластового и забойного давления по каждой исследуемой скважине и вязкости нефти, определение фактического дебита и сравнение его с потенциальным, отличающийся тем, что определение толщины пласта осуществляют в интервале перфорации добывающих скважин, дополнительно для любого типа коллектора производят отбор кернов и исследование зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости, определение коэффициента проницаемости пласта-коллектора производят с использованием полученной по кернам зависимости по коэффициенту пористости, полученному по геофизическим данным, причем при сравнении фактического дебита с потенциальным в случае их примерного равенства или превышения потенциального дебита над фактическим тип коллектора характеризуют как гранулярный, если фактический дебит выше потенциального в несколько раз, то тип коллектора характеризуют как трещиноватый.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6