Способ и устройство для мониторинга разработки нефтяных залежей

Предложенная группа изобретений относится к области эксплуатации нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение информативности и эффективности непрерывного контроля за разработкой нефтяной залежи посредством систематических исследований пластовых флюидов импульсной методикой и техникой ЯМР. Способ мониторинга разработки нефтяной залежи включает систематический отбор поверхностных образцов продукции эксплуатационных скважин, подготовку нефтяной составляющей этой продукции и измерения подготовленных проб нефти посредством импульсной методики и техники ядерного магнитного резонанса в сильном магнитном поле в режиме нефтединамического мониторинга разрабатываемых пластов. Получают по измеренным данным кривые спин-решеточной релаксации и спектры ЯМР отобранных проб нефти, по ним проводят фазовые и спектральные анализы, посредством которых оценивают значения амплитудно-релаксационных и спектральных характеристик нефтяных проб, определяют реологические показатели и фазовый состав этих проб. По оцененным значениям с помощью релаксационно-реологической палетки сравнивают реограммы изменения показателей текучести и мобильности пластовой нефти по профилям эксплуатационных объектов. Устанавливают системным анализом реограмм закономерности распределения ее подвижности по площади и мощности объектов и локализуют прогнозные зоны перспективной разработки нефтяной залежи. Выясняют эффективность физико-химического воздействия на пласты вязкой нефти локализованных и других зон объектов посредством термомониторинга ее фазового состава. Оценивают текущее и конечное нефтеизвлечение локальных участков на основе реологических показателей пластовой нефти. Проводят интегрированный анализ результатов флюидного мониторинга для нефтединамического моделирования локальных участков и объектов, на основе которого оптимизируют систему дальнейшей разработки залежи. Предложенный способ осуществляется посредством устройства, включающего блоки и модули измерения и регистрации амплитуды сигналов свободной индукции от водородосодержащих жидкостей, блоки автоматической настройки и измерения релаксационных и спектральных характеристик ЯМР, автоблок обработки измеренных характеристик, блоки автоматического определения реологических показателей и спектрального анализа нефтей, блоки термотестирования и нефтемоделирования в оперативном режиме. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к области эксплуатации нефтяных месторождений, конкретно к оптимизации разработки залежей вязких и высоковязких нефтей на основе систематических промыслово-геофизических исследований пластовой продукции посредством импульсной методики и техники ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сильном магнитном поле [1].

Известны различные способы гидродинамических, геофизических и иных исследований пластовых флюидов (нефть, вода) в процессе разработки продуктивных пластов, среди которых выделяются прямые и косвенные методы изучения пластовой нефтенасыщенности [2].

Известны способы определения нефтенасыщенности пластов посредством экстрагирования свежеотобранного керна, однако они сложны, длительны и затратны, а результаты эпизодичны и приблизительны.

Известен способ определения содержания нефти и воды в образцах горных пород-коллекторов методом ЯМР, включающий оценку содержания поровой жидкости посредством сравнения амплитуд измеренных сигналов свободной индукции от последней и эталонной жидкостей, проведение электрохимической обработки образца и определение соотношения нефтяной и водной фаз обработанной жидкости по измеренной кривой протонной релаксации до и после введения в нее водорастворимых парамагнитных ионов. Ограничениями этого способа служат необходимость обработки, зависимость от литотипа породы и ограниченная точность раздельного определения нефти и воды в коллекторе [3].

Известны способы гидродинамических исследований скважин, к ограничениям которых относятся значительные затраты времени, средств и риски, связанные с длительной остановкой эксплуатационной скважины и прекращением добычи нефти, при относительно небольшом объеме промыслово-геологической информации. Применение для этой цели геофизических исследований скважин обычно ограничено, в частности, для импульсного нейтронного и углеродно-кислородного каротажа малой глубинностью и низкой точностью, а ядерно-магнитного каротажа необходимостью необсаженных скважин [2, 4].

Наиболее близким аналогом предлагаемого способа (прототипом) по методической сущности является способ определения вязкости поровой жидкости с использованием ядерно-магнитно-резонансного релаксометра, включающий измерение времени спин-решеточной релаксации и амплитуды сигнала ЯМР жидкости в свободном объеме [5].

Наиболее близким аналогом предлагаемого устройства (прототипом) по технической сущности является устройство для определения эффективной пористости горных пород на основе ЯМР, включающее блоки измерения и обработки амплитуд сигналов и времени релаксации от поровой жидкости, оценки и регистрации их эффективной емкости [6].

Цель настоящего изобретения - повышение информативности и эффективности непрерывного контроля за разработкой нефтяной залежи посредством систематических исследований пластовых флюидов импульсной методикой и техникой ЯМР в оперативном режиме нефтединамического мониторинга.

Поставленная цель достигается на основе нижеизложенных принципов и положений.

1. Нефтяная залежь представляет собой техноприродную систему с перманентно протекающими процессами и флюидами в пластах-коллекторах, где пластовая нефть является сложным раствором углеводородных (УВ) и других соединений разного состава и свойств.

2. Свойства и состав пластовых нефтей зависят от условий образования и разработки, что предопределяет их пространственную гетерогенность и временную изменчивость.

3. Сложность процессов, происходящих в разрабатываемой залежи, обусловливает необходимость непрерывного изучения и контроля извлечения пластовых нефтей на основе флюидодинамического мониторинга количества и качества извлекаемой продукции.

4. Добываемая продукция служит приоритетным донором-носителем информации о составе и свойствах пластовых нефтей, в особенности реологических, которые являются их интегральными показателями.

5. Для прямой и оперативной оценки состава и свойств пластовых флюидов при мониторинге нефтяной залежи эффективно использование петрофизических методик ядерно-магнитных исследований, реализующих эффект ЯМР, к особенностям которых относятся прямое детектирование водородосодержащих систем (УВ, H₂O) и чувствительность к подвижности нефти и воды, экспрессность и экономичность реализации.

6. Непосредственная зависимость амплитуды сигналов свободной индукции от объемного водородосодержания горных пород и флюидов при ЯМР позволяет оценить объем (количество) нефти и воды.

7. Прямая связь релаксационных ЯМР характеристик и подвижности водородосодержащих флюидов обусловливает возможность определения реологических, плотностных и других свойств и состава нефти.

8. Естественная гетерогенность и внутренние процессы нефтей предопределяют их структурную мультифазность и поликомпонентность релаксационных характеристик от них.

9. Для нефтединамического мониторинга разрабатываемой залежи используют синхронно отобранные и измеренные методикой и техникой ЯМР пробы нефти по ориентированным направлениям-профилям.

10. Полученные посредством ЯМР кривые спин-решеточной релаксации нефтяных проб обрабатывают компонентным анализом с выделением интегральных и компонентных значений их времени и водородосодержаний, а посредством полифазного анализа полученных спектров ЯМР выясняют групповой (фазовый) состав и гетерогенность пластовой нефти.

11. Устанавливают палеточные зависимости между реологическими свойствами и амплитудно-релаксационными характеристиками нефти, причем для оценки показателя текучести нефти используют зависимость интегрального времени ее спин-решеточной релаксации от этого показателя, а для определения мобильности - зависимость времени той же релаксации подвижной фазы нефти с учетом ее содержания.

12. Для установления объектовых закономерностей распределения общей подвижности пластовой нефти используют реограммы изменения определенных в процессе мониторинга показателей ее текучести по профилям, а посредством их сравнения выявляют приоритетные участки повышенных ее величин для текущей эксплуатации объектовых пластов.

13. При локализации прогнозных и перспективных блоков и зон дальнейшей эксплуатации разрабатываемых объектов сопоставляют реокарты выявленных участков повышенной текучести и мобильности нефти по их площади и толщине.

14. Для оптимизации теплового воздействия на нефтяные пласты локализованных площадок (зон) используют ЯМР спектрограммы термомониторинга состава нефтей в рабочем диапазоне температур (25-250°С).

15. При оценке объектовых коэффициентов нефтеизвлечения (КИП) применяют установленные связи с реологическими показателями пластовой нефти, в том числе текущего нефтеизвлечения - посредством палетки текучести, а конечного КИН - на основе палетки мобильности.

16. Для технической реализации поставленной цели основные операции нефтединамического мониторинга скважинной продукции проводятся посредством устройства на базе аппаратуры ЯМР автоматически в едином цикле.

17. В связи с этим в состав устройства дополнительно входят блок автонастройки 1 измерительного модуля 2, блок автообработки ЯМР характеристик 3 с узлами обработки амплитудных 3.1 и релаксационных 3.2 характеристик, блок определения реопоказателей 4 нефтей с узлами автооценки их текучести 4.1 и мобильности 4.2, блок спектрального анализа 5 нефтей с узлами построения их спектров 5.1 и анализа состава 5.2, блок термотестирования 6 с термоэлементом, датчиком и узлом анализа термограмм и блок нефтемоделирования 7 (фиг.1).

18. На этой основе устройство действует следующим образом: пробы отобранной нефти помещаются в датчик магнитной системы измерительного модуля 2, блоком настройки 1 проводится оптимизация условий и параметров последующего измерения ЯМР характеристик, которые затем обрабатываются блоком 3, после чего обработанные данные с его выхода последовательно поступают на входы блока 4, где определяются показатели текучести (мобильности) нефти, и блока 5 для построения и анализа ее спектров, а затем в блок 6 для термотестирования свойств этой нефти; в заключение блоком 7 на базе ПК строятся реопрофили, реокарты и нефтединамическая модель разрабатываемой залежи в целом.

Для достижения поставленной цели на основе указанных принципов и положений осуществляют системную последовательность операций, в том числе проводят систематический отбор наземных образцов пластовой продукции эксплуатационных скважин по ориентированным направлениям - профилям нефтяных пластов залежи, подготавливают отобранную продукцию посредством стандартной дегазации и сепарации с выделением ее нефтяной составляющей - пробы нефти, помещают каждую нефтяную пробу в измерительный контейнер, который устанавливают в датчик релаксометра ЯМР, измеряют с его помощью амплитудно-временные данные, посредством которых получают кривые зависимости спин-решеточной релаксации и спектры ЯМР нефти в пробе, оценивают интегральные и компонентные значения ее релаксационных характеристик, определяют по этим значениям с помощью предварительно установленной зависимости времени релаксации от реологических характеристик нефти величины показателей ее текучести и мобильности, строят по определенным реопоказателям нефтей и направлениям пласта реологические профили их текучести (мобильности), на основе которых проводят площадное реокартирование пластовых нефтей, локализуют приоритетные участки для текущей эксплуатации нефтяных пластов и перспективные зоны дальнейшей разработки, оценивают коэффициенты извлечения нефти (КИН) локализованных участков, в т.ч. по величине текучести участковой нефти определяют текущий КИН разрабатываемых пластов, а по величине ее мобильности - прогнозное нефтеизвлечение, причем для оптимизации разработки залежей вязких нефтей, например, тепловым воздействием используют спектрограммы ЯМР термомониторинга реосостава этих нефтей в рабочем диапазоне температур.

Полученные таким образом в процессе мониторинга систематические данные об изменении реологических и релаксационных характеристик добываемой нефти пластовой продукции и закономерностях их распределения во времени и пространстве продуктивных пластов (объектов) применяют для их нефтединамического моделирования, а совместно с промыслово-технологическими показателями - для системного контроля и эффективного управления разработкой нефтяной залежи в целом.

Отличительными особенностями изобретения являются:

а) систематическое использование для мониторинга разработки залежи заводнением или тепловым воздействием проб нефти, отобранных из эксплуатационных скважин по пространственным направлениям - профилям, в качестве источников геоинформации о пластовых флюидах;

б) оперативное применение методики и техники ЯМР в сильном магнитном поле, функционирующей в автоматическом режиме и едином цикле, для флюидного мониторинга нефтепродуктивных пластов;

в) системное использование полученных значений интегральных и фазовых характеристик спин-решеточной релаксации и спектров ЯМР пластовой нефти для изучения ее реологических свойств и состава;

г) установление рабочих зависимостей между релаксационными и реологическими характеристиками добываемой нефти и применение для оперативной оценки ее подвижности, в т.ч. текучести и подвижности;

д) выявление закономерностей распределения подвижности пластовой нефти посредством профильного и площадного мониторинга показателей ее текучести и мобильности;

е) локализация на этой основе приоритетных участков - для текущей эксплуатации нефтяных пластов, и перспективных зон - для дальнейшей разработки эксплуатационных объектов залежи;

ж) оптимизация теплового воздействия на разрабатываемые объекты (пласты) залежи вязкой нефти посредством термомониторинга ее фазового (группового) состава по спектрам ЯМР;

з) оценка текущего и конечного нефтеизвлечения разрабатываемых участков залежи на основе реопоказателей пластовой нефти и установленной связи между ними с учетом применяемого воздействия;

и) проведение интегрированного анализа результатов флюидного мониторинга для нефтединамического моделирования локализованных участков, объектов и залежи в целом.

На основе использования настоящего изобретения в режиме профильного и площадного мониторинга проведены систематические ЯМР исследования нефтей из залежей Западно-Сибирской, Тимано-Печорской и Волго-Уральской НГП. На фиг.2 представлена реокарта распределения мобильности нефти из скважин на опытном участке Х-й залежи (Зап. Сибирь), где скважины, добывающие нефть повышенного качества, находятся в основном в южном и восточном его секторах, а скважины, извлекающие нефти низкой подвижности, приурочены к западному сектору этого участка, где разработка перспективна лишь с применением теплового воздействия.

Промыслово-геологическая и технико-экономическая эффективность использования настоящего изобретения обеспечивается значительным повышением информативности, объективности и оперативности ЯМР, сокращением материальных и временных затрат, интенсификацией добычи нефти и увеличением конечного КИН на основе оптимизации системы разработки нефтяных залежей и месторождений в целом.

Литература

1. Руководство по определению свойств горных пород и насыщающих их флюидов импульсным ЯМР. РД 39-4-1070-84. М., 1985.

2. Михайлов Н.Н. и др. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М.: Наука, 1993.

3. Авторское свидетельство СССР № 928290, БИ №18, 1982.

4. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений. К.: КГУ, 1999.

5. Авт. св. СССР №1339440, кл. G01N 11/00, опубл. 23.09.1987.

6. Патент России №2301993, кл. G01N 24/08, опубл. 27.06.2007.

1. Способ мониторинга разработки нефтяной залежи, включающий систематический отбор поверхностных образцов продукции эксплуатационных скважин, подготовку нефтяной составляющей этой продукции и измерения подготовленных проб нефти посредством импульсной методики и техники ядерного магнитного резонанса (ЯМР) в сильном магнитном поле в режиме нефтединамического мониторинга разрабатываемых пластов и объектов, отличающийся тем, что, с целью повышения информативности и эффективности, получают по измеренным данным кривые спин-решеточной релаксации и спектры ЯМР отобранных проб нефти из пластов в разрезе скважин, расположенных по объектовым профилям, по ним проводят фазовые и спектральные анализы, посредством которых оценивают значения амплитудно-релаксационных и спектральных характеристик нефтяных проб, определяют реологические показатели и фазовый состав этих проб, в том числе мобильности подвижной фазы и текучести нефти, в целом, по оцененным значениям ее характеристик с помощью релаксационно-реологической палетки, сравнивают реограммы изменения определенных показателей текучести и мобильности пластовой нефти по профилям эксплуатационных объектов, устанавливают системным анализом этих реограмм закономерности распределения ее подвижности по площади и мощности объектов, на основе которых выявляют приоритетные участки повышенной текучести нефти для текущей эксплуатации объектовых пластов, а по ним и участкам повышенной ее мобильности локализуют прогнозные зоны перспективной разработки нефтяной залежи, выясняют эффективность физико-химического воздействия, в том числе паротеплового, на пласты вязкой нефти локализованных и других зон объектов посредством термомониторинга ее фазового состава, оценивают текущее и конечное нефтеизвлечение локальных участков и зон на основе определенных реологических показателей пластовой нефти и установленной связи между ними с учетом применяемого воздействия, проводят интегрированный анализ результатов флюидного мониторинга для нефтединамического моделирования локальных участков и объектов, на основе которого оптимизируют систему дальнейшей разработки залежи, в целом.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для нефтединамического мониторинга залежи используют синхронно отобранные и измеренные методикой и техникой ядерного магнитного резонанса пробы нефти по ориентированным направлениям - профилям и контурам.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения оперативности и объективности нефтемониторинга операции измерения и обработки, определения и интерпретации проводят в автоматическом режиме и едином методическом цикле.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что для повышения точности измеренные кривые спин-решеточной релаксации нефтяных проб обрабатывают компонентным анализом с выделением интегральных и компонентных значений времен релаксации и водородосодержаний.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что предварительно устанавливают палеточные зависимости между реологическими свойствами и амплитудно-релаксационными характеристиками нефти.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что для оценки показателя текучести нефти используют палеточную зависимость интегрального времени ее спин-решеточной релаксации от этого показателя, а для определения мобильности - зависимость времени спин-решеточной релаксации подвижной фазы нефти с учетом ее содержания.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством полифазного анализа измеренных спектров ЯМР выясняют групповой (фазовый) состав и гетерогенность пластовой нефти.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что для установления объектовых закономерностей распределения общей подвижности пластовой нефти используют реограммы изменения определенных в процессе мониторинга показателей ее текучести по профилям.

9. Способ по п.1, отличающийся тем, что посредством сравнения реограмм текучести добытой нефти выявляют приоритетные участки повышенных ее величин для текущей эксплуатации объектовых пластов.

10. Способ по п.1, отличающийся тем, что для локализации прогнозных и перспективных блоков и зон дальнейшей эксплуатации разрабатываемых объектов сопоставляют реологические карты выявленных участков повышенной текучести и мобильности нефти по площади и толщине этих объектов.

11. Способ по п.1, отличающийся тем, что для оптимизации паротеплового воздействия на нефтяные пласты локализованных площадок (зон) используют ЯМР спектрограммы термомониторинга состава нефтей в рабочем диапазоне температур (25-250°С), а для оценки объектовых коэффициентов нефтеизвлечения (КИН) - предварительно установленные связи с реологическими показателями пластовой нефти, в т.ч. текущего нефтеизвлечения - посредством палетки текучести, а конечного КИН - на основе палетки мобильности.

12. Устройство для реализации способа мониторинга разработки нефтяной залежи по п.1, включающее блоки и модули измерения и регистрации амплитуды сигналов свободной индукции от водородосодержащих жидкостей, отличающееся тем, что, с целью повышения точности, содержит блоки автоматической настройки и измерения релаксационных и спектральных характеристик ЯМР, автоблок обработки измеренных характеристик, блоки автоматического определения реологических показателей и спектрального анализа нефтей, блоки термотестирования и нефтемоделирования в оперативном режиме.

13. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок настройки включает узлы для оптимизации условий и параметров измерения ЯМР характеристик, измерительный модуль - узлы для замеров сигналов индукции и получения кривых релаксации и реоспектров проб нефти, а блок автообработки - узлы для автономного расчета и вычисления данных по измеренным характеристикам посредством ПК.

14. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок автоопределения содержит узлы автоматической оценки показателей текучести и мобильности измеренной нефти по вычисленным данным, а блок спектрального анализа - элементы построения спектров и оценки ее состава и однородности.

15. Устройство по п.12, отличающееся тем, что термоблок, который предназначен для автотестирования подвижности пластовой нефти в заданном температурном интервале, включает нагревательный элемент, термодатчик и узлы анализа полученных термограмм.

16. Устройство по п.12, отличающееся тем, что блок интегрированного анализа и моделирования нефти содержит узлы автоматического реопрофилирования и реокартирования объектов и оценки текущих и прогнозных коэффициентов нефтеизвлечения участков и зон разрабатываемой, в т.ч. посредством теплового воздействия, залежи.