способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоистонеоднородного пласта по величине обводненности продукции

Формула изобретения

Способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта по величине обводненности продукции, включающий определение проницаемости, пористости, мощности, насыщенности связанной водой и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка и расчет с использованием этих данных модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефти и воды для построения зависимости средней по толщине пласта нефтенасыщенности от обводненности продукции, определение обводненности продукции и определение текущей средней нефтенасыщенности исследуемого пласта по рассчитанной зависимости, отличающийся тем, что дополнительно определяют вязкость нефти и воды и ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости пласта, математически моделируют фильтрацию нефти и воды в слоисто-неоднородном пласте с учетом всей экспериментальной информации и рассчитывают модифицированные функции ОФП нефти и воды 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 текущей средней нефтенасыщенности по величине обводненности продукции.

Известен способ определения текущей средней нефтенасыщенности однородного пласта [1] по обводненности продукции скважины, допускающий, что в ближайших окрестностях скважины весь пласт равномерно насыщен водой и нефтью так, что по каждой трубке тока, подходящей к скважине, движется водонефтяная смесь. Такое допущение не может быть оправдано при исследовании процессов фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.

Известен способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта по данным геофизических исследований [2] связанный с остановкой работы скважины, применением дорогостоящего оборудования исследования призабойной зоны и больших затрат времени.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта [3] по виду зависимости средней по толщине пласта нефтенасыщенности от обводненности продукции. Для построения этой зависимости рассчитывают модифицированные функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП) нефти и воды на основе предварительно определенных показателей проницаемости, пористости, мощности, насыщенности, связанной водой, и конечной нефтенасыщенности каждого пропластка без учета зависимости ОФП фильтрующихся жидкостей от проницаемости и отличия вязкостей нефти и воды. Соответственно, оценка по прототипу текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта недостаточно достоверна.

Цель изобретения повышение достоверности способа определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта по величине обводненности продукции.

Цель достигается тем, что расчет модифицированных функций ОФП проводят по результатам математического моделирования фильтрации в слоисто-неоднородном пласте, произведенного с учетом экспериментальной информации о вязкостях воды и нефти и их ОФП во всем диапазоне изменения проницаемости, определяемой дополнительно.

Способ осуществляется 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 нефти и воды в слоисто-неоднородном пласте с учетом всей экспериментальной информации и расчет на основе его результатов модифицированных функций ОФП нефти и воды.

Построение зависимости средней по толщине пласта нефтенасыщенности от обводненности на основе рассчитанных модифицированных функций ОФП.

Экспериментальное определение обводненности в продукции и оценка текущей средней нефтенасыщенности S по определенной зависимости.

П р и м е р. Определение средней нефтенасыщенности пласта БС10 Мамонтовского месторождения.

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

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 ln(k⁽ⁱ⁾),

S_т⁽ⁱ⁾ 0,72 0,032 ln(k⁽ⁱ⁾),

I⁽₁ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾) 0,07I

I⁽₂ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾)=I где стандартные функции I₁^o, I₂^o имеют вид:

I₁^o (s) s^3/2, I₂^o(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) (x,t) определяется по разностной схеме "уголок" [4]

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

(x,t) h_im⁽ⁱ⁾S⁽ⁱ⁾(x,t)

h_ik⁽ⁱ⁾I⁽₁ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾(x,t))

h_ik⁽ⁱ⁾I⁽₂ⁱ⁾(s⁽ⁱ⁾(x,t))

Путем установления соответствия средних значений ОФП нефти и воды и средним значениям водонасыщенности строятся модифицированные функции ОФП. Обводненность на границе рассчитывается по формуле:

B()

Определяя нефтенасыщенность как s 1 и обращая функцию В (), получают зависимость нефтенасыщенности s от обводненности В.

На чертеже изображен график зависимости средней нефтенасыщенности, как функции обводненности (кривая 1) и расчет аналогичной зависимости по формулам прототипа (кривая 2). Погрешность особенно возрастает при больших значениях обводненности, т. е. на поздних стадиях разработки месторождения, а также при _o >>1.

Таким образом, предложенный способ определения текущей средней нефтенасыщенности слоисто-неоднородного пласта достовернее прототипа и, следовательно, позволяет более эффективно контролировать разработку месторождений.