способ определения коэффициента охвата пласта фильтрацией

Формула изобретения

Способ определения коэффициента охвата пласта фильтрацией, включающий определение накопленной добычи нефти за счет фильтрации при естественном режиме работы пласта до заводнения пласта за счет фильтрации при вытеснении нефти водой, за счет фильтрации при применении метода повышения нефтеотдачи пласта, определение коэффицента вытеснения нефти при заводнении пласта, определение коэффициентов извлечения нефти из следующей зависимости:

= _E+ _K+ _T,

где - конечный коэффициент извлечения нефти;

_Е - составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме до начала вытеснения нефти водой;

_K - составляющая коэффициента извлечения, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта;

_T - составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения технологий повышения нефтеотдачи пластов,

и коэффициент охвата пласта фильтрацией рассчитывают из следующей зависимости:

где

_ф - коэффициент охвата пласта фильтрацией;

₁ - коэффициент вытеснения нефти водой;

В_H и В_O - объемные коэффициенты нефти в пластовых условиях соответственно до и после применения метода повышения нефтеотдачи пласта.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к определению коэффициента охвата пласта фильтрацией.

При фильтрации нефти в пористой среде, в том числе при вытеснении нефти другим агентом, наблюдается значительное сопротивление движению нефти и вытесняющего агента, зависящее как от особенностей самой среды, так и от свойств нефти и вытесняющего агента. В результате не весь объем нефти будет охвачен вытеснением.

Поэтому большое значение имеет достоверное определение показателей рационального использования запасов углеводородного сырья, разработки залежей и показателя эффективности деятельности нефтедобывающей отрасли, таких как коэффициент извлечения нефти (КИН), коэффициента вытеснения нефти, коэффициента охвата вытеснением и других параметров.

Известен способ определения коэффициента извлечения нефти при заводнении пласта как произведения коэффициента вытеснения на коэффициент охвата вытеснением [1].

где

₁ - коэффициент вытеснения нефти водой;

₂ - коэффициент охвата вытеснением нефти водой.

Если за основу принять только процесс вытеснения нефти водой, то формула (1) достаточно корректно оценивает КИН, полученный за счет вытеснения нефти при заводнении пласта.

Требование универсальности требует корректировки формулы (1).

Известно, что коэффициент извлечения нефти рассчитывается как отношение накопленного отбора нефти, полученного на 3-мерной фильтрационной модели, к геологическим (балансовым) запасам нефти. Установленный расчетным путем накопленный отбор нефти характеризует в целом потенциал всего процесса фильтрации, и в частности вытеснение нефти водой. Следовательно, это касается и коэффициента извлечения нефти.

Таким образом, коэффициент охвата вытеснением не всегда равен коэффициенту охвата фильтрацией (Понятие коэффициент охвата пласта фильтрацией вводится впервые). Действительно, общий накопленный отбор нефти, как правило, существенно больше той части накопленного отбора нефти, которая получена исключительно за счет вытеснения нефти водой.

Целью изобретения является повышение точности оценки технологических показателей процесса разработки залежи.

Цель достигается тем, что способ определения коэффициента охвата пласта фильтрацией включает определение накопленной добычи нефти за счет фильтрации при естественном режиме работы пласта до заводнения пласта, за счет фильтрации при вытеснении нефти водой, за счет фильтрации при применении метода повышения нефтеотдачи пласта, определение коэффицента вытеснения нефти при заводнении, определение коэффициента извлечения нефти из следующей зависимости

= _E+ _K+ _T,

где

- конечный коэффициент извлечения нефти;

_E - составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме до начала вытеснения нефти водой;

_K - составляющая коэффициента извлечения, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта;

_T - составляющая коэффициента извлечения нефти, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения метода повышения нефтеотдачи пласта (ПНП), и коэффициент охвата пласта фильтрацией рассчитывают из следующей зависимости

где

_Ф - коэффициент охвата пласта фильтрацией;

₁₊ - коэффициент вытеснения нефти за счет применения метода (ПНП) при заводнении, определяемый из следующей зависимости

где

₁ - коэффициент вытеснения нефти водой;

В_H и В_O - объемные коэффициенты нефти в пластовых условиях соответственно до и после применения метода ПНП.

Сущность способа заключается в следующем.

Основная задача в обеспечении полноценного охвата при добыче нефти заключается в повсеместной организации процесса фильтрации оптимальным количеством скважин, а не только охвата вытеснением нефти водой. Во вторую очередь требуется обеспечение наиболее качественного вытеснения нефти - водой, газом, газированной водой, водными растворами химреагентов, способных на эффективное вытеснение. В этом случае коэффициент охвата вытеснением приобретает более широкое толкование и представляет собой коэффициент охвата фильтрацией.

Необходимо представить определение коэффициента охвата фильтрацией и его расчетную формулу. Коэффициент охвата фильтрацией представляет отношение нефтенасыщенного объема порового пространства, охваченного процессом фильтрации, к общему объему нефтенасыщенного порового пространства. Под нефтенасыщенным объемом порового пространства, охваченного процессом фильтрации, подразумевается любой нефтенасыщенный объем порового пространства, в котором происходит фильтрация флюидов к добывающим скважинам при любом естественном и/или искусственном режиме пласта.

К примеру, при режиме растворенного газа вначале движение флюидов обеспечивается энергией упругого расширения нефти и газа, и в данном случае о вытеснении нефти водой, а также охвате заводнением речь не идет.

Однако при расчетах накопленная нефть, добытая за счет режима растворенного газа, приписывается к накопленной нефти, добытой за счет вытеснения нефти водой, который обычно организовывается после того, как предыдущий режим пласта исчерпает свои возможности.

Применение технологий повышения нефтеотдачи пласта приводит к изменению ряда показателей процесса фильтрации, в частности коэффициента вытеснения нефти или фазовой проницаемости нефти и воды.

Изменения происходят за счет роста объемного коэффициента В_H, который представляет отношение объема нефти в пластовых условиях Q_н к объему нефти в стандартных условиях Q_н.с:

где

В_O - объемный коэффициент остаточной нефти;

Q_O - объем остаточной нефти;

Q_O.C - объем остаточной нефти в стандартных условиях.

Из соотношения (2) определяем объемы начальной Q_н.c и остаточной Q _o.с нефти в стандартных условиях, соответственно:

Объемы начальной и остаточной нефти в пластовых условиях, охваченных фильтрацией, равны:

где _н и _о - соответственно начальная и остаточная нефтенасыщенность.

Подставив (4) в (3) для стандартных условий получим:

Накопленная нефть Q из охваченного фильтрацией объема V_охв для стандартных условий составляет:

Разделив (6) на общий поровый объем залежи V _n и на получим коэффициент извлечения нефти за счет применения метода ПНП при заводнении:

где

₊ - коэффициент извлечения нефти за счет применения метода ПНП при заводнении;

₁₊ - коэффициент вытеснения нефти за счет применения метода ПНП при заводнении;

₂₊ - коэффициент охвата вытеснением нефти при применении метода ПНП при заводнении;

При вытеснении нефти исключительно водой коэффициент вытеснения рассчитывается как:

Преобразуя формулу (7) с учетом (8) получим:

Таким образом, коэффициент вытеснения нефти при применении метода ПНП при заводнении соответственно равен:

В этом случае прирост коэффициента вытеснения нефти составит:

₁₊ - прирост коэффициента вытеснения за счет применения технологии ПНП.

Известно, что начальные объемы или геологические (балансовые) запасы нефти Q _H в пластовых условиях состоят из извлекаемой (накопленной) Q и остаточной частей нефти Q_O к концу разработки:

При этом накопленная нефть Q состоит из накопленных частей нефти, добытой за счет фильтрации при естественном режиме до заводнения Q_E, за счет вытеснения нефти при искусственном заводнении Q_K, и, наконец, за счет применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов Q_T, которую можно выразить

Разделив каждую составляющую (12) на геологические (балансовые) запасы нефти Q_н получим конечный коэффициент извлечения нефти

где - конечный коэффициент извлечения нефти (КИН);

_E - составляющая КИН, характеризующая процесс фильтрации при естественном режиме до начала вытеснения нефти водой;

_K - составляющая КИН, характеризующая процесс вытеснения нефти водой при искусственном заводнении пласта;

_T - составляющая КИН, характеризующая процесс добычи нефти за счет применения новых методов ПНП.

Из формулы (1) и (14) для коэффициента охвата вытеснением получим:

В этом случае коэффициент охвата фильтрацией _Ф рассчитывается как:

Пример осуществления способа

На участке месторождения N с определенными геолого-физическими характеристиками вначале добыча нефти осуществлялась за счет режима растворенного газа и при этом за этот период накопленная добыча нефти составила Q_E=240 тыс.т., при балансовых запасах Q _Б=1900 тыс.т. В качестве вторичного метода добычи нефти была реализована система поддержания пластового давления (ППД) искусственным заводнением, за счет которой было добыто Q _K=495 тыс.т. накопленной нефти. И, наконец, на последней стадии разработки в качестве третичного метода повышения нефтеотдачи для извлечения остаточных запасов нефти была предложена к внедрению технология вытеснения нефти двуокисью углерода генерируемой в пласте в качестве оторочки псевдокипящей газожидкостной системы (ОПГС).

Согласно численному эксперименту на 3-мерной фильтрационной модели конечное значение КИН составило 0,52. На основании физического эксперимента на керновых образцах коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,58. Коэффициент извлечения нефти при естественном режиме растворенного газа составит

Коэффициент извлечения нефти при искусственном заводнении составит

а коэффициент вытеснения нефти водой

Коэффициент извлечения нефти за счет технологии ОПГС составит согласно формуле (4) _T= - _E- _K=0,52-0,126-0,261=0,133.

Применение технологии ОПГС приводит к изменению ряда показателей процесса фильтрации, в частности коэффициента вытеснения нефти.

Определяют коэффициент вытеснения нефти при применении технологии ОПГС при заводнении из зависимости (10), где

₁ - коэффициент вытеснения нефти водой;

В_H и В_O - объемные коэффициенты нефти в пластовых условиях соответственно до и после насыщения ее генерируемой в пласте двуокисью углерода.

Объемный коэффициент нефти после растворения в ней генерируемой в пласте двуокиси углерода можно определить по одному из методов приближенного расчета.

Объем газа в жидкой фазе определим по кажущейся плотности газа, показывающей отношение приращения массы жидкости при растворении в ней СО₂ к приращению ее объема.

Объемный коэффициент нефти в пластовых условиях найдем, учитывая следующие условия: плотность ее в пластовых условиях - 801 кг/м³, относительная плотность СО₂ по воздуху - (D=Мг/Мв) - 1,52; газовый фактор - 38 м³/м³ , пластовое давление - 18 МПа, пластовая температура - 70°С.

Тогда относительная молекулярная масса газа равна:

М _отн=44·1,52=66,8 г/моль.

Число киломолей газа, растворенного в 1 м³ нефти, составит:

38/22,4=1,7, где 22,4 м³ - объем 1 кмоль газа при нормальных условиях.

Кажущаяся плотность газа относительной плотности 1,52 в нефти с плотностью 801 кг/м ³ равна 500 кг/м³. Следовательно, увеличение объема 1 м³ нефти, вызванное растворением СО₂, будет равно:

Общий объем насыщенной газом нефтью (отнесенный к атмосферным условиям) будет равен:

1,0+0,23=1,22 м ³.

Учитывая то, что масса 1 м³ нефти без растворенного в ней газа составляет 801 кг, то прирост массы нефти за счет растворения в ней газа (в килограммах) будет:

801+66,8·1,7=914,6 кг.

Соотнеся приращенную массу нефти к общему ее объему с насыщенным газом, найдем плотность нефти с растворенным в ней газом:

914,6/1,22=749 кг/м ³.

Объемный коэффициент нефти после растворения в ней СО₂ составит:

В _о=914,6/749=1,22.

Таким образом, объемные коэффициенты до насыщения пластовой нефти диоксидом углерода и после насыщения составляют соответственно B_H=1.05 и B _O=1.22.

Тогда

Коэффициент охвата вытеснением ОПГС при заводнении будет равен

Коэффициент извлечения нефти при заводнении с применением ОПГС

₊= ₁₊· ₂₊=0,639·0,617=0,394.

При этом в целом коэффициент фильтрации после применения технологии ОПГС составит

Результаты расчетов представлены в таблице.

Как правило, в проектных документах представляется конечный КИН и его составляющие - коэффициент вытеснения нефти водой и коэффициент охвата вытеснением без учета вклада _E и _T, что приводит к завышению значения коэффициента охвата вытеснением. Если следовать этой логике, то в данном примере коэффициенту охвата вытеснением, составляющему ₂=0,45, без учета вышеуказанных _E и _T, пришлось бы присвоить значение ₂=0,897, что кратно выше его реального значения. Это не позволило бы достоверно оценить эффективность технологии воздействия на залежь и, в свою очередь, регулировать технологические показатели процесса разработки залежи, а главное, не удалось бы выявить необходимость применения третичных метода повышения нефтеотдачи пластов и реализации инженерно-экономических решений.

Таблица
№№	Наименование технологии	Коэффициенты
		1	2	k	1+	2+	+	1+	Ф	1	1+
		вытеснения нефти водой	охвата вытеснением нефти	КИН при вытеснении нефти водой	вытеснения нефти водой+ОПГС	охвата вытеснением водой+ОПГС	КИН при вытеснении вода+ОПГС	вытеснения водой+ОПГС	охвата фильтрацией	конечный КИН при фильтрации в целом	прирост коэффициента вытеснения после ОПГС
1	Система ППД+ОПГС	0,580	0,450	0,261	0,639	0,617	0,394	0,639	0,814	0,520	0,059
		Вытеснение исключительно водой			Вытеснение водой+ОПГС			Фильтрация в целом

Источники информации

1. Крылов А.П., Нефтяное хозяйство, №3, 1974, с.37-40.