способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по обводненности продукции

Формула изобретения

Способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по обводненности продукции, включающий определение проницаемости, пористости, мощности, насыщенности связанной водой и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка, расчет с использованием этих данных зависимостей текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции, определение обводненности отдельных пропластков исследуемого слоисто-неоднородного пласта и определение текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков исследуемого пласта по рассчитанной зависимости, отличающийся тем, что дополнительно определяют вязкость воды и нефти и их относительные фазовые проницаемости во всем диапазоне изменения проницаемости, математически моделируют фильтрацию нефти и воды в слоисто-неоднородном пласте с учетом всей экспериментальной информации и рассчитывают зависимости текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции по результатам математического моделирования.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к исследованию процессов многофазной фильтрации жидкостей, в частности процессов вытеснения нефти водой из слоисто-неоднородного пласта с определением текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков по величине обводненности продукции.

Известен способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта по данным геофизических исследований [1] надежный, но требующий применения специального оборудования, которое зачастую отсутствует, а также больших затрат времени на остановку скважин.

Наиболее близок к предлагаемому способ определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта [2] по виду зависимостей текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции. Эти зависимости строят, предварительно определив проницаемость, пористость, мощность, насыщенность связанной водой и конечную нефтенасыщенность каждого пропластка, причем исходя из представлений о поршневом характере вытеснения нефти.

Недостатком этого способа является то, что предположение о поршневом характере вытеснения нефти справедливо только при достаточно больших значениях отношений вязкостей вытесняющего агента и вытесняемой жидкости. Кроме того, он не учитывает зависимости ОФП фильтрующихся жидкостей от проницаемости прослоев. Соответственно вид искомых по прототипу зависимостей не достоверен; не достоверна и оценка текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков.

Цель изобретения повышение достоверности способа определения текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков слоисто-неоднородного пласта.

Цель достигается тем, что определение зависимостей текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции проводят по результатам математического моделирования фильтрации в слоисто-неоднородном пласте, произведенного с учетом дополнительно определяемой экспериментальной информации о вязкостях воды и нефти и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости.

Способ осуществляют следующей последовательностью операций.

Определение пористости, проницаемости, мощности, насыщенности связанной водой и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка.

Определение вязкостей нефти и воды и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости пласта.

Математическое моделирование фильтрации в слоисто-неоднородном пласте с учетом всей экспериментальной информации, расчет по его результатам зависимостей текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков от обводненности продукции.

Экспериментальное определение обводненности и оценка по зависимости текущих нефтенасыщенностей отдельных пропластков.

П р и м е р. Определение текущей нефтенасыщенности отдельных пропластков пласта БС10 Мамонтовского месторождения по обводненности.

В таблице приведены характеристики слоисто-неоднородного пласта, для которого производится расчет.

Пористость пропластков mⁱ считалась постоянной и равной 0,2.

В результате исследования большого числа кернов пласта БС10 Мамонтовского месторождения в широком диапазоне изменения проницаемости получены корреляционные зависимости, по которым могут быть определены характеристики отдельных пропластков:

S_c⁽ⁱ⁾ 0,41 0,018 In (k⁽ⁱ⁾),

S_т⁽ⁱ⁾ 0,72 + 0,032 ln (k⁽ⁱ⁾),

f⁽₁ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)=0,07

f⁽₂ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)=. где стандартные функции f₁^o, f₂^o имеют вид:

f₁^o (s) s^3/2, j₂(s) (1-s)³

Вязкости нефти и воды в пласте БС10 Мамонтовского месторождения равны 2,4 МПа с и 0,379 МПа с соответственно.

Система уравнений, описывающая процесс вытеснения нефти водой из линейной модели слоисто-неоднородного пласта, имеет вид:

m + ⁽_oⁱ⁾(t)[F⁽ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)] i=

где _o⁽ⁱ⁾(t) скорость фильтрации в i-ом пропластке,

а F⁽ⁱ⁾ (s⁽ⁱ⁾ )- функция Баклея Лаверетта:

F⁽ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾) _o=₁/₂

Нахождение решения системы дифференциальных уравнений гиперболического вида S⁽ⁱ⁾ (х,t) определяется по разностной схеме "уголок" [3]

Расчет средних значений водонасыщенности и ОФП воды и нефти производится по формулам:

(x,t) h_im⁽ⁱ⁾S⁽ⁱ⁾(x,t)

h_ik⁽ⁱ⁾f⁽₁ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾(x,t))

h_ik⁽ⁱ⁾f⁽₂ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾(x,t))

Путем установления соответствия средних значений ОФП нефти и воды и средним значениям водонасыщенности в некоторый момент времени t по всему разрезу строятся модифицированные функции ОФП. Обводненность на границе рассчитывается по формуле:

B()

Определяя нефтенасыщенность в i-ом прослое как s(i)=1 s⁽ⁱ⁾, получают зависимость обводненности как функцию от нефтенасыщенности пропластков:

B B(,, .

В B (s⁽¹⁾, s⁽²⁾, s(n).

Обращая данную зависимость по каждому аргументу, имеют значение текущей нефтенасыщенности отдельных пропластков, слоисто-неоднородного пласта в зависимости от обводненности.

На фиг. 1 показана зависимость нефтенасыщенности каждого прослоя четырехслойного пласта от обводненности. Номер кривой соответствует номеру пропластка в таблице. Расчет зависимостей произведен для различных моментов времени. Вычислительным экспериментом удалось показать, что данные кривые не зависят от момента времени, в который производились расчеты. Таким образом, расчеты можно производить сразу же после установления фильтрационного течения.

На фиг. 2 показаны в сравнении расчеты, произведенные по методике прототипа (кривая N1) и предлагаемым способом (кривая N2), для определения нефтенасыщенности 2-го прослоя по текущей обводненности. Во-первых, по методике прототипа прорыв воды определяется со смещением в 10% Во-вторых, значения нефтенасыщенности существенным образом различаются. Так, при обводненности В=0,55 погрешность составляет 77%

Таким образом, предложенный способ достовернее прототипа и, следовательно, позволит более эффективно контролировать разработку месторождений. Используемые лабораторное оборудование и ЭВМ доступны.