Способ определения анизотропии проницаемости горных пород

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа. Способ, включающий проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости. По данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах Р_заб(t)-lg(t)» и «Р_заб(t)-1/t^0,5», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Р_заб(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «Р_заб(t)-1/t^0,5» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «Р_заб(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине h_вс, величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «Р_заб(t)-1/t^0,5», вычисляют общую толщину пласта (h). Техническим результатом изобретения является повышение надежности и достоверности определения анизотропии проницаемости продуктивного пласта по данным гидродинамических исследований скважин. 3 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к информационному обеспечению проектов разработки залежей нефти и газа.

Анизотропия проницаемости является одним из ключевых факторов при построении геолого-гидродинамических моделей нефтяных и газовых залежей и обосновании технологий разработки. В предлагаемом способе под анизотропией проницаемости понимается различие коэффициентов проницаемости в вертикальной плоскости к горизонтальной.

Известен способ определения коэффициентов проницаемости вдоль координат ОХ и OZ, k_x и k_z соответственно, на основе лабораторных исследований керна (Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: «Недра», 1977, 287 с., с. 122-126). Согласно данному способу, из выбуренной керновой колонки высверливают минимально два керна - один вдоль, а другой поперек напластования. Каждый из образцов керна помещают в кернодержатель, прокачивают газ через него при разных расходах, что позволяет определить искомые значения k_x и k_z.

Недостатки известного способа определения анизотропии проницаемости следующие:

Известно, что данные исследования керна характеризуют проницаемости k_x и k_z в отдельной точке пласта. Определить k_x и k_z вдоль всего продуктивного разреза, как правило, не удается в связи с не стопроцентным выносом керна и трудоемкостью лабораторных экспериментов.

- Традиционная процедура указанных исследований керна основывается на прокачке газа через сухой керн. Реальные же пласты всегда характеризуются наличием остаточной водонасыщенности. Кроме того, проницаемость по газу, даже в случае учета остаточной водонасыщенности, не может применяться к нефтенасыщенному пласту.

Известен способ определения анизотропии проницаемости в скважинных условиях (Jackson R.R., Banerjee R. Application of reservoir simulation and history matching methods to MDT vertical interference testing and determination of permeability anisotropy. Paper presented at the 8^th European Conference on the mathematics of oil recovery. Freiberg, Germany, 3-6 Sept., 2002). Согласно данному способу, в открытом стволе пласт пакером разбивают на две части, в нижней части производят отбор флюида в пробоотборник, а затем регистрируют кривую восстановления забойного давления, в верхней части фиксируют реакцию на выполненные операции. Производимые замеры расходов и давлений используют для определения анизотропии проницаемости.

Недостатки рассматриваемого способа, следующие:

- Емкость применяемого пробоотборника невелика, что не позволяет создавать требуемые ощутимые воздействия на пласт. В результате создаваемый импульс давления может не достичь регистрирующего манометра в верхней части пласта.

- В случае открытого ствола затруднительно говорить, из какого интервала нижней части пласта имел место приток флюида. Также затруднительно судить о том, какому интервалу верхней части пласта соответствует поступивший импульс давления вследствие отбора флюида.

Известен способ определения анизотропии проницаемости на основе исследования малых (стандартных) образцов керна (Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962, 572 с., с. 78-81). Размер таких цилиндрических образцов обычно составляет около 3 см в длину и 3 см в диаметре. Согласно данному способу, из отобранной керновой колонны выпиливают вдоль и поперек напластования два образца керна. Затем осуществляют процедуры экстракции и сушки. После этого по очереди помещают их в кернодержатель и прокачивают через них газ при разных расходах с измерением перепада давления. По полученным данным определяют величины проницаемостей k_x и k_z.

Недостатки рассматриваемого способа, следующие:

- Исследования малых образцов керна характеризуют проницаемости k_x и k_z в отдельной точке пласта. По полученным данным затруднительно определить k_x и k_z вдоль всей длины какого-либо интервала продуктивного разреза, так как невозможно осуществить непрерывное выпиливание образцов по всей длине керновой колонны.

- Измеренные k_x и k_z относятся к разным, хотя и близко расположенным в исходной керновой колонне образцам. Поэтому различие получаемых оценок проницаемостей связано не только с анизотропией, но и с неоднородностью керновой колонны по ее длине.

Известен способ надежной оценки анизотропии проницаемости, основанный на выполнении комплекса геофизических исследований в скважинах после бурения (патент РФ №2374442).

Недостатком известного способа следует считать невозможность его применения на обсаженных и некоторое время эксплуатирующихся скважинах.

Известен способ определения показателей анизотропии пласта, при котором строят профиль скорости притока по контору исследуемой скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости (патент РФ №2039235).

Необходимость проведения специальных исследований, а также определенные граничные условия при моделировании теоретического профиля притока в некоторых случаях также ограничивают применение данного способа.

Известен способ определения анизотропии порового пространства и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне (патент РФ №2492447), согласно которому проводят исследование керна, для этого первоначально керновый материал экстрагируют и высушивают, из него изготавливают пластину толщиной 3-5 мм. Затем на закрепленную пластину на горизонтальной поверхности дозированно по каплям на центр пластины подают дистиллированную воду, а наличие анизотропии и направление главных осей анизотропии проницаемости определяют по форме образующегося на пластине мокрого пятна. Техническим результатом указанного известного изобретения является создание экспресс-метода установления латеральной анизотропии фильтрационно-емкостных свойств пористых сред и положения главных осей тензора проницаемости горных пород на керне.

Недостатком этого известного способа является ограниченная область применения, а именно только для терригенных коллекторов, не осложненным трещинами и кавернами, что снижает его практическую ценность.

Наиболее близким того же назначения к заявленному способу по совокупности признаков является способ лабораторного определения анизотропии абсолютной газопроницаемости на полноразмерном керне (Recommended Practice for Core Analysis. API. RP 40, second edition, February 1998), включающий экстрагирование и высушивание керна, его исследование методом стационарной фильтрации через него газа с определением коэффициентов вертикальной и горизонтальной абсолютной газопроницаемости, последующий анализ результатов исследования и определение анизотропии абсолютной газопроницаемости. При этом горизонтальную проницаемость измеряют по двум направлениям: одно по направлению предполагаемой максимальной проницаемости (вдоль основного растрескивания), другое - под углом 90° от максимального. В указанном способе направление, параллельное плоскости напластования, определяется как горизонтальная проницаемость, перпендикулярное плоскости напластования - вертикальная проницаемость.

Однако и этот способ не лишен недостатков, а именно:

- значение предполагаемой максимальной горизонтальной фильтрации в породе может не соответствовать выбранному направлению, тем самым можно ошибочно предположить, что в случае равенства, полученных значений по результатам двух замеров, горизонтальная проницаемость является изотропной. В результате этого в дальнейшем может возникнуть ошибка при расчете анизотропии.

- сложно выявить минимальное и максимальное значения горизонтальной проницаемости ввиду недостаточной информативности о распределении потока фильтрации в образце при выполнении только двух замеров.

В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа достоверного определения анизотропии проницаемости, свободного от указанных недостатков.

Техническим результатом изобретения является повышение надежности и достоверности определения анизотропии проницаемости продуктивного пласта по данным гидродинамических исследований скважин.

Указанный технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в известном способе определения анизотропии проницаемости горных пород, включающем проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости, согласно изобретению по данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах P_заб(t)-lg(t)» и «P_заб(t)-1/t^0,5», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Р_заб(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «P_заб(t)-1/t^0,5» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P_заб(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине (h_вс), величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5», вычисляют общую толщину пласта (h) по формуле:

определяют вертикальную проницаемость (К_в) по формуле:

где m - пористость, д.ед.;

Р_пл - текущее пластовое давление, МПа;

μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.

определяют вертикальную пьезопроводность (α_в) по формуле:

определяют горизонтальная проницаемость (К_г) по формуле:

где Q - дебит скважины перед остановкой на исследование, Т_пл - пластовая температура, K; по соотношению К_в/К_г определяют параметр анизотропии проницаемости (ν).

На фиг. 1 представлен график зависимости забойного давления от логарифма времени «P_заб(t)-lg(t)». Исходная кривая восстановления давления «P_заб(t)-(t)» перестраивается в координатах «P_заб(t)-lg(t)». Рассматривается конечная часть кривой восстановления давления - выделяется конечный участок и определяется уклон β.

На фиг. 2 показан график зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5». Та же исходная кривая восстановления давления «P_заб(t)-(t)» перестраивается в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5». Выделяется прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P_заб(t)-lg(t)» и определяется уклон участка σ.

На фиг. 3 в таблице приведены результаты расчета показателя анизотропии для всех скважин объекта Бш Гагаринского месторождения.

Способ определения анизотропии проницаемости осуществляют следующим образом.

1. По данным, полученным в процессе проведения гидродинамических исследований скважин (забойное давление и время) строят график зависимости забойного давления от логарифма времени «P_заб(t)-lg(t)». На данной зависимости выделяют конечный прямолинейный участок и определяют его уклон (β).

2. Далее по тем же данным, полученным в процессе проведения гидродинамических исследований, строят второй график в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5». На данном графике выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P_заб(t)-lg(t)». По выделенному участку определяют уклон (σ).

3. По известной работающей толщине (h_вс), величинам β и σ, а также по координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5», вычисляют общую толщину пласта:

4. Далее определяют вертикальную проницаемость (К_в):

где m - пористость, д.ед.; Р_пл - текущее пластовое давление, МПа; μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.

5. По известному значению вертикальной проницаемости определяют вертикальную пьезопроводность (α_в):

6. Зная вертикальную пьезопроводность, определяют горизонтальную проницаемость (К_г):

где Q - дебит скважины перед остановкой на исследование, Т_пл - пластовая температура, K.

7. Зная вертикальную (К_в) и горизонтальную (К_г) проницаемости определяют параметр анизотропии проницаемости (ν):

Пример реализации предлагаемого способа:

Определение параметра анизотропии на примере исследования скважины №405.

1. Исходную кривую восстановления давления (КВД) перестраивали в координатах «P_заб(t)-lg(t)» (фиг. 1). Рассматривали конечную часть КВД, выделяли конечный прямолинейный участок и определяли уклон β, для текущего примера β=6,0203 МПа/lg сек.

2. Также КВД строили в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5» (фиг. 2). На КВД, построенной в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5», выделяли прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «P_заб(t)-lg(t)» и определяли уклон участка с. В данном примере обозначен участок с параметрами: t=954540 с, σ=5430,7 МПа⋅c^-0,5.

3. Зная вскрытую (работающую) толщину h_вс, величины σ и β, и координаты последней точки прямой, построенной в координатах «P_заб(t)-1/t^0,5» (на фиг. 2 - крайняя левая) определяли общую толщину пласта:

4. Вычисляли вертикальную проницаемость (К_в):

где m - пористость, д.ед.; Р_пл - текущее пластовое давление, МПа; μ - вязкость флюида в условиях пласта, мПа⋅с.

5. Вычислив вертикальную проницаемость, рассчитывали вертикальную пьезопроводность:

6. Зная значение вертикальной пьезопроводности, вычисляли горизонтальную проницаемость (К_г):

где Q - дебит скважины перед исследованием, Т_пл - пластовая температура, K.

7. Находили параметр анизотропии:

Определяли параметр анизотропии проницаемости для всех скважин объекта, результаты представлены в таблице.

Анализ представленных в таблице данных позволяет сделать вывод о том, что значения показателя анизотропии изменяются в широком диапазоне. На некоторых участках залежи вертикальная проницаемость превалирует над горизонтальной, что, несомненно, необходимо учитывать при геолого-гидродинамическом моделировании, прогнозировании и мониторинге разработки нефтяных и газовых залежей.

Таким образом, заявляемый способ позволяет оперативно, достоверно и надежно выполнять расчеты по определению вертикальной и горизонтальной проницаемостей, а также показателя анизотропии проницаемости без проведения специальных, порой дорогостоящих исследований, в рамках регулярных гидродинамических исследований методом восстановления давления.

Способ определения анизотропии проницаемости горных пород, включающий проведение гидродинамических исследований скважин, определение вертикальной и горизонтальной проницаемости, отличающийся тем, что по данным гидродинамических исследований скважин строят два графика зависимости забойного давления от логарифма времени в координатах Р_заб(t)-lg(t)» и «Р_заб(t)-1/t^0,5», на построенных графиках выделяют прямолинейные участки и определяют углы наклона β и σ, причем на графике зависимости «Р_заб(t)-lg(t)» выделяют конечный прямолинейный участок, на графике «Р_заб(t)-1/t^0,5» выделяют прямолинейный участок таким образом, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующее началу прямолинейного участка в координатах «Р_заб(t)-lg(t)», далее по известной работающей толщине h_вс, величинам β и σ, координатам времени последней точки прямой (t), построенной в координатах «Р_заб(t)-1/t^0,5», вычисляют общую толщину пласта (h) по формуле:

определяют вертикальную проницаемость (К_в) по формуле:

где m - пористость, д.ед.;

Р_пл - текущее пластовое давление, МПа;

μ - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа⋅с.

определяют вертикальную пьезопроводность (α_в) по формуле:

определяют горизонтальная проницаемость (К_г) по формуле:

где Q - дебит скважины перед остановкой на исследование, Т_пл - пластовая температура, K;

по соотношению К_в/К_г определяют параметр анизотропии проницаемости (ν).