способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта

Формула изобретения

Способ определения фильтрационных характеристик дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, отличающийся тем, что при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам определения фильтрационных характеристик нефтяного пласта.

Известен способ определения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающий установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами [1].

Недостаток известного способа состоит в том, что при его применении можно оценить только проницаемость по воде и нельзя определить такие фильтрационные характеристики нефтяного пласта, как проницаемости по газу и нефти и проводимость пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом.

Технический результат, для достижения которого направлено данное техническое решение, заключается в возможности получения (без вмешательства в процесс разработки месторождения) количественной оценки проницаемости по нефти и газу, а также проводимости пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом, а только устьевыми замерами динамического уровня добывающей скважины и объемов закачки воды в нагнетательную скважину.

Указанный результат достигается тем, что в способе определения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве дренируемого объема нефтяного пласта по данным эксплуатации скважин, включающем установление скорости прохождения возмущающего сигнала в пространстве дренируемого пласта между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами, по времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между этими скважинами, при определении скорости возмущающего сигнала в качестве реагирующего сигнала используют отклик динамического уровня добывающей скважины на возмущения, вызываемые изменениями в объемах закачки рабочего агента в нагнетательной скважине, причем первоначально проводят определение скорости возмущающего сигнала между скважинами, у которых имеются лабораторные данные количественной оценки фильтрационных характеристик по керну, строят графические зависимости между количественными данными скорости возмущающего сигнала и значениями фильтрационных характеристик и по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики в межскважинном пространстве дренируемого пласта для остальных пар взаимодействующих скважин, с установленной скоростью прохождения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг.1 изображены граф 11 наличия взаимодействия и граф 12 отсутствия взаимодействия в парах из добывающих и нагнетательных скважин, на фиг.2, 3, 4 показаны зависимости между скоростью возмущающего сигнала и фазовой проницаемостью нефти, газа и проводимостью пласта.

Способ осуществляют следующим образом.

1. Из числа работающих нагнетательных и добывающих выявляют пары взаимодействующих скважин.

С этой целью:

- выбирается участок дренируемого нефтяного пласта с добывающими и нагнетательными скважинами;

- проводят сбор для каждой добывающей скважины ежемесячных данных отборов нефти, воды, жидкости, а для каждой нагнетательной скважины - объемов закачки воды за весь период эксплуатации;

- назначают пары из нагнетательной и добывающей скважин, с учетом наличия в их разрезах одноименных перфорированных пластов на выбранном участке нефтяного пласта, причем для каждой из пар скважин выделяют периоды совместной эксплуатации;

- рассчитывают корреляционные матрицы между данными месячных объемов закачки воды и отборов нефти, воды и жидкости за весь период совместной эксплуатации каждой из пар скважин;

- для дальнейшей обработки выбираются только те пары скважин, для которых установлено взаимодействие по всем сопоставляемым данным закачки и отборов.

2. Для пар из взаимодействующих скважин определяют скорость прохождения возмущающего сигнала в пространстве от нагнетательной до взаимодействующей с ней добывающей скважины.

С этой целью:

- выбирают в качестве реагирующего сигнала профиль посуточного динамического уровня добывающей скважины за последний месяц, а в качестве возмущающего сигнала - профиль по суточного объема закачки воды в нагнетательную скважину за последний месяц;

- минимальную длину профиля возмущающего и реагирующего сигнала условно принимают 30 суток;

- фиксацию сигналов возмущения и реагирования производят не менее 3-х раз в сутки, за счет чего сигналы максимально синхронизируют по времени;

- устанавливают время запаздывания реагирования добывающей скважины на возмущения нагнетательной скважины путем обработки взаимно корреляционной функцией профилей посуточных данных объемов закачки воды и динамических уровней;

- определяют скорость движения возмущающего сигнала по времени запаздывания реагирования сигнала и величине расстояния между взаимодействующими нагнетательной и добывающей скважинами.

- расчеты скорости движения возмущающего сигнала первоначально проводят для тех пар взаимодействующих скважин, где имеются лабораторные определения фильтрационных параметров на керновом материале.

3. Осуществляют построение графических зависимостей и проводят диагностику.

С этой целью:

- используют полученные на керновом материале фильтрационные характеристики и данные скорости возмущающих сигналов;

- полученные связи представляют в графической форме;

- по полученным графическим зависимостям определяют фильтрационные характеристики межскважинного пространства взаимодействующих скважин, с установленной скоростью движения возмущающего сигнала, но не охарактеризованных керновым материалом;

Пример выполнения способа на тестовом месторождении.

Исходный объем информации:

Карточки скважин с данными помесячных отборов нефти, воды и жидкости, объемов закачки воды за последние несколько лет эксплуатации.

Суточные раппорта за последние 3 месяца эксплуатации с данными посуточных замеров динамического уровня в добывающих скважинах и объемов закачки воды в нагнетательных скважинах.

Керновым материалом охарактеризованы скважины 3, 4, 8 (фиг.1).

Выполнение работ производилось в следующей последовательности.

1. Из числа работающих добывающих и нагнетательных скважин, дренирующих нефтяной пласт, выявляются пары взаимодействующих скважин.

С этой целью:

- назначаются всевозможные комбинации пар из нагнетательной и добывающей скважин (1-3; 1-4; 1-5; 1-6; 1-7; 1-8; 1-9; 1-10; 2-3; 2-4; 2-5; 2-6; 2-7; 2-8; 2-9; 2-10).

- рассчитываются матрицы парной корреляции между объемами закачки воды в нагнетательные скважины 1 и 2 и отборами нефти, воды и жидкости из добывающих 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10 скважин за весь период совместной эксплуатации;

- по результатам корреляционной оценки условию существенной корреляции отвечали 9 пар скважин 1-3; 1-4; 1-8; 1-9; 1-10; 2-4; 2-5; 2-7; 2-8, фиг.1, граф 11. Остальные пары скважин по разным причинам оказались невзаимодействующими (граф 12).

2. Выявленные 9 пар взаимодействующих скважин обрабатывались взаимно корреляционной функцией на предмет определения времени запаздывания реагирующего сигнала. Для чего при обработке в качестве возмущающего сигнала использовались посуточные данные объемов закачки воды в нагнетательные скважины, а в качестве реагирующего сигнала - посуточные динамические уровни добывающих скважин.

3. По времени запаздывания реагирующего сигнала и расстоянию между взаимодействующими скважинами устанавливалась скорость движения возмущающего сигнала в межскважинном пространстве.

4. По установленным данным скорости возмущающего сигнала и керновым данным проницаемости по газу, проницаемости по нефти и проводимостью пласта в парах скважин (1-3; 1-4; 1-8; 2-4; 2-8) были построены графические зависимости (фиг.2-4).

5. По построенным графическим зависимостям рассчитывались значения фильтрационных характеристик в межскважинном пространстве взаимодействующих пар (1-10; 1-9; 2-7; 2-5), не охарактеризованные керновым материалом.

Таким образом, данное техническое решение позволит получить количественную оценку проницаемости нефтяного пласта по нефти и газу, а также проводимость нефтяного пласта на участках, не охарактеризованных керновым материалом без вмешательства в процесс разработки месторождения (только по устьевым замерам динамического уровня и объемов закачки воды).

Источник информации

1. Патент РФ № 2298647, МКИ Е21В 47/10, 2005.