Способ определения работающей толщины нефтяного пласта при вытеснении нефти водой

,ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ Н АВТОРСК СВИДЕТЕЛЬСТ Р 42егаэовыйский инститКузьмин,лтанов,йгель СССР 1988 ьств 7/10 именениюских методоваботкой нефтяньедра, 1978,НИЯ РАБОТА 10 ЩЕ СТА ПРИ ВЫТЕ(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛГТОЛЩИНЫ НЕФТЯНОГО ПЛАНЕННИ НЕФТИ ВОДОЙ(57) Изобретение отной промышленностипользовано при раэрместорождений путем осится кможет бы ботке неф заводнени ис- ных Оч, - Ока ь -- от Сзавис а и где ,копленная добыча жидкости, (нб в безводный пдобыча воды,работы скважи обыча неф акопленна прерывной акопленн риод 9 Оевремя ы в водный на Фиг,3 - араметра У исимость к ая ериод ееависимост ксплуатации;омплексного т Я,;чиой водоРмрнниг.4 - з ОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТО ИЗОБ ЕТЕНИ 1 М И ОТНРЫТИ 1 МРИ ГКНТ СССР(56) Авторское свидеР 1373800, кл. Е 21Руководство по прпромыслово-геофиэичедля контроля за разрместорождений. М.; Нс. 208-216. Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных мест рождений путем эаводнения и Физико- химического воздействия.Целью изобретения является сокращение затрат времени и средств на определение.На Фиг.1 показана корреляционная зависимость между Фазовыми проницаеквмостями -и насыщенностямК Физико-химического воэдеиствия. Цель - сокращение затрат времени и средств на определение работающей толщины нефтяного пласта. В отдельных скважинах месторождения производят поинтервальные измерения дебита. Замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, поинтервальные значения начальной нефтенасыщенности пласта, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины. Определяют Фазовую проницаемости для нефти Ки воды К э и конечную водонасыщенность пласта Работающую толщину нефтяного пласта Ь определяют по корреляционным Ф Я зависимостям К /К от (в /нн)(р /р,), Использование дан. Р ного способа позволяет определить работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой момент водного периода их эксплуатации. 5 ил 3 табл.Вавйнасыщенности .в от начальной нефтенасыщенности )н , на фиг.5 - зави 1 вНмость вот работающей толщиныРН"5пласта ЬСущность способа заключается в следующем.1), Отбирают все скважины на месторождении, в которых когда-либопроводили поинтервальные измерениядебита и имеется динамика накопленной; добычи нефти, воды и жидкости.2) . Для каждой выбранной скважины:2 а). Определяют работающую тол 1 щину нефтяного пласта по даннымглубинных исследований скважин,26), Определяют средневзвешеннуюначальную нефтенасыщенность работающей части неФтяного пласта ни поданным поинтервальных измерений этого параметра в процессе буренияскважин.2 в), Определяют конечную водонасыщенность работающей толщины нефтяного пластапо корреляционнойзависимости этого параметра от начальной нефтенасьпценности (указаннуюзависимость рекомендуется выстраивать по двум известным зависимостяммежду Физической проницаемостью иначальной нефтенасьш 1 енностью и междуфизической проницаемостью и конечнойводонасьщенностью).2 г), Рассчитывают комплекс параметров )в /)на,352 д) По Фактическим данным эксплуа. тации скважины определяют величиныОж - Днь Цв" в4 Ов которых: 0,- накопленная добычажиДкости; Онв- накопленнаЯ ДобычанеФти в безводном периоде работыскважины; (в - накопленная добычаводы; 1 - время непрерывной работы 45скважины в водный период ее эксплуатации,2 е), Выстраивают график. По осиординат этого графика откладывают первую величину, а . по оси абсцисс откладывают вторую величину (Фиг.2),2 ж), По уклону прямолинейногоучастка графика определяют комплекспараметров а", численно равныйотиошению приращения ординаты к приращению абсциссы.2 э) Динамику процесса эксплуатации скважины разбивают на четыре приблизительно равные части, Намечают четыре точки динамики 1 = 1, 2,3 и 4 и определяют соответствующиеим. накопленную добычу нефти 0ф ОнО ф и накопленную добычунжидкости О , ( О (а., , вф:вФ2 и) Задают первое значениевеличины с = 1 и рассчитываюткомплекс параметров Ц;1 - пвц; = Е,1 - ап вв котором пв, - доля воды в точке2 к), Находят интегральный логарифм от этой величины Х2 л), Рассчитывают характеристику У, по формулеу Х Х 2 Я н ОНХв Х 4 ЯН Япв2 м), Задают последовательно другие значения величины Я, = 0,9, 0,8 -0,1 и для каждой из них повторяют расчеты, указанные в пунктах 2 и) - 2 л) до тех пор, пока величина У. не станет отрицательной.2 и), Строят график. По оси ординат графика откладывают величину У а по оси абсцисс откладывают велччину Е , Яиг.3), Опытные точки соединяют плавной линией, на пересечнии которой с осью абсцисс определяют комплекс параметров Й2 о), Рассчитывают отношение относительной Фазовой проницаемости для воды при ее движении в присутствиии остаточной нефти К к Фазовой проницаемости для нефти при ее движении в .присутствии связанной в,оды Кнн по ФормулеКвк ЕоК н 4,(1-а)в которой , - отношение вязкости нефти,к вязкости воды,3), По данным проведенных вычислений выстраивают корреляционную зависимость (Фиг.1):К вк Рв- -- = К( -- )НН4). Для одновременного определения работающей толщины нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой момент водного периода их эксплуатации по каждой скважине месторождения замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, вязкость воды и нефти и долю воды в продукции скважины.6ук( Рвк )К, 1" 1521869 10 54 а), Повторяют все вычисления,указанные в пунктах 2 д) - 2 о), и определяют комплекс параметров Кь. /Кн4 б). Фактический разрез продуктивного пласта в районе данной скважиныразбивают на отдельные пропластки,вьделяя их в зависимости от разрешающей способности геофизических приборов.4 в), о данным геофизических исследований скважин в процессе ихбурения определяют начальную нефтенасыщенность каждого вьделенногопропластка, а по корреляционной зависимости этого параметра от конечнойводонасыщенности определяют конечнуюводонасьнценность каждого вьделенногопропластка (фиг,4),4 г), Укладывают отдельные пропластки в штабель трубок тока, начиная с пропластка с высшей нефтенасьпценностью и кончая пропластком снизшей нефтенасыщенноотьюю.4 д), Используя преобразованныйразрез продуктивного пласта определяют зависимость работающей толщинынефтяного пласта Ь от комплексапарамеров )к / нн (фиг.5):= Е( -- )Рьк30Р ннРасчеты при этом выполняют,по формулам: Ы Рьк1,.РакРнЬРннв которых: Ь,;; ц- толщина, конечная водонасыщенность и начальнаянефтенасыщенность х-го пропластка вштабеле. 5). По зависимости, найденной в и, 3), и комплексу параметров К /Кнн найденному в и. 4 а), определяют величину )к 16). По зависимости, найденной в и. 4 ), и комплексу параметров з)н определяют работающую толщину нефтяного пласта ЬРВ случае наличия лабораторных исследований поведения фазовых проницаемостей названные параметры вместе с начальной нефтенасыщенностью и конечной водонасьпценностью определяют непосредственно по кернам.Определение работающей толщины нефтяного пласта в этом случае выполняют без глубинных исследований скважин, надобность в которых отпа-. дает в силу построения зависимости по данным лабораторных опытов. Пос" леднее обстоятельство особенно ценно в тех случаях, когда глубинные исследования скважин оказываются практические невыполнимыми, например, при насосной добыче нефти.П р и м е р. Способ апробирован на одном иэ месторождений. В результате исследований отдельных, скважин этого месторождения была получена корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями и насыщенностями, показанная на фиг. точками.Помимо исследований отдельных скважин на месторождении были выполнены лабораторные опыты по вытеснению нефти водой. Лабораторная корреляционная зависимость между фазовыми проницаемостями и насыщенностями показана на фиг.1 звездочками. Как видно иэ, фиг,1, промысловая и лабораторная зависимости совпадают между собой.Порядок расчета работающей толщины нефтяного пласта по этой зависимости поясняется ее определением .по одной из скважин рассматриваемого месторождения.Определяют комплекс параметров "а" (табл.1 и фиг.2).В рассматриваемом случае: а -0,65.Определяют фильтрационный коэффициент Я (табл,2 и фиг.З).В рассматриваемом случае: Е = 0,831.Рассчитывают отношение фаэовой проницаемости воды при ее движении в присутствии остаточной нефти к фазовой проницаемости нефти при ее движении в присутствии связанной води,В рассматриваемом случае (р26):КщКнн Определяют отношение водонасыщенности при полном обводнения пласта к начальной нефтенасыщенности,В рассматриваемом случае (фиг1) в / нн з 087Рассчитывают наиболее вероятный процесс обводнения фактического разреза скважин (табл.З и фиг,4 и 5) и определяют. по нему работающую тол1521869 Т а б л и ц а 1 автмес ею мес т 012811 34719 60498 88770 119339 152828 190713 236932 304793 357826 417531 620841 851457 972742 1048724 1100316 1136989 1163778 1183546 1198141 1208580 1212367 1214122 620841 864268 1007511 1109222 1189086 1256328 1316606 1374259 1435073 1513373 1570193 1631653 34093 33334 32777 32104 31460 30923 30380 29717 28978 28424 27846 1794 2993 4060 5015 5908 6792 7690 8647 9896 10713 11502 7, 14 11,6 14,9 17,7 20,2 22,5 24,8 27,4 30,8 33,4 36,3 а б л и ц а 2 0Ф Е = 0 е 1,3698 0,8066 0,3471 0,0178 0,6766 0,5672 0,3819,8457 ,7090 7,14 851457 11,6 972742 17,7 1100316 20,8 1208580 О, 3895 0,2817 0,1463 0,0093 0,5074 0,4254 0,2864 0,0380 0,1 0,2 0,2330,013 0,477 0,063 0507 0 0,5903 -0,066 -О, 3 щину нефтяного пласта. В рассматриваемом случае Ь = 16,6 м.Повторяют указанные расчеты для каждой скважины месторождения.Описываемый способ позволяет одновременно определять работающую толщину нефтяного пласта в районе всех добывающих скважин месторождения в любой, момент водного периода их эксплуатации благодаря такому спосо-бу ее расчета, для реализации кото-рого имеется необходимая информация по каждой скважине,Формула изобретения Способ определения работающей : толщины нефтяного пласта при вытес;нении нефти водой, включающий поинтервальные измерения дебита в от дельных скважинах месторождения,,о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, , с целью сокращения затрат времени и средств на определение, по всем , скважинам месторождения замеряют накопленную добычу нефти, воды и жидкости, поинтервальные значения начальной нефтенасыщенности пласта,5вязкость воды и нефти и долю водыв продукции скважины, определяютфазовые проницаемости для нефти и воды и конечную водонасыщенность пласта, а работающую толщину нефтяногопласта рассчитывают по корреляционным зависимостямКекКнн "т екин,Ь. от )ек//)н,где К - фазовая проницаемостьвк15 для воды при ее движениив присутствии остаточнойнефти, иК - фазовая проницаемость длянннефти при ее движении в при 20 сутствии связанной воды, ме - конечная водонасьпценность,доли единицы;н - начальная нефтенасыщЕпностьь,доли единицы;25 Ь - работающая толщина нефтяноРго пласта, и.Л СЧ Ц") ( О О ГЧ СОЮ СОсо О Оа в о1о о СО 0 л СЬ л о Е 1млО.,С1 --Ел1 3; Ц О - О Рщ. Г ф 0 л л л л о о о о 1 1НЪСОСО 1лЕтСОСО СОСО 111 1 1 О СМ 0 0 СО СО М ССС ОООООООСО СО СО СО СО ф СО СО СО СО СО ф С О йт (б 0 х х (б Р 3 о и О, 10 о С 1 1 11М 0 СО ж СО М Л СО М И Со ООО ОО, СЦ СО СО СО СО СО СО СО СО СО СО ф СО СО СО1521869 ига пп бт )0690 1 И 00 Фиг.2.Кравчук едактор нду ректор О,Кравцоваказ 6902/29 Тираж 514 НИИПИ Государственного комитета и 113035, Москва, Ж ГКНТ ССС Производственно-издательский комбинат "Патент", г. Ужгород, ул. Гагарина Сост Техр Подписное изобретениям и открытиям Раушская наб д. 4/5