Спосіб оцінки проникності порід та дебітів нафтогазових свердловин
Винахід відноситься до нафтової промисловості, а саме до способів дослідження свердловин та пластів. Завданням винаходу є підвищення ефективності способу за рахунок діагностування типу колектора та зон тріщинуватості. Для цього за методами геофізичних досліджень у свердловинах (ГІС) визначають товщину, проникність пласта-колектора. Моделюють дебіт нафтогазових свердловин за одночленною та двочленною моделлю. Потім розраховують потенційний дебіт свердловин за формулою Дюпюї з урахуванням різниці пластового та забійного тиску по кожній досліджуваній свердловині та в'язкості нафти. Визначають фактичний дебіт та порівнюють його з потенційним (прогнозним), визначаючи відносну помилку прогнозу. При цьому товщину пласта здійснюють в інтервалі перфорації видобувних свердловин. Додатково для будь-якого типу колектора роблять відбір кернів та дослідження залежності їхнього коефіцієнта проникності від коефіцієнта пористості. Коефіцієнт проникності пласта-колектора визначають з використанням отриманої по керна залежності по коефіцієнту пористості, отриманому по ГІС. При порівнянні фактичного дебіту з потенційним у разі їхньої приблизної рівності або перевищення потенційного дебіту над фактичним типом колектора характеризують як гранулярний. Якщо фактичний дебіт вище потенційного у кілька разів, то тип колектора характеризують як тріщинуватий. 1 іл., 2 табл.
Винахід відноситься до нафтової промисловості, а саме до способів дослідження свердловин та пластів.
Відомий спосіб [1] , де визначення проникності пласта-колектора проводиться по керну, коефіцієнтів продуктивності свердловин, по кривим відновлення тиску, з використанням електричного моделювання. При порівнянні проникності, визначеної різними методами, діагностуєтьсявисокий ступінь тріщинуватості при перевищенні проникності за промисловими даними більш ніж у 10 разів, ніж проникність по керну; середній ступінь тріщинуватості - при відмінності проникності, визначеної з різних методів, у кілька разів; низький ступінь тріщинуватості - при незначній відмінності проникностей, визначених різними методами. Зазначений спосіб надзвичайно трудомісткий, тому що мати кілька методів визначення проникності однієї ділянки пласта в одній свердловині практично можливо лише при постановці спеціальних досліджень.
Недоліком прототипу є те, що важко припускати апріорне знання типу структури порового простору колектора, необхідне надалі для побудови моделей та відповідних розрахунків. Крім того, практика показала, що іноді має місце "аномальне" перевищення фактичних дебітів над потенційними, розрахованими за формулою Дюпюї.
Відповідно вирішуваної пропонованим винаходом завданням і очікуваним результатом є підвищення ефективності способу оцінки проникності порід та дебітів нафтогазових свердловин з можливістю діагностування типу колектора та зон тріщинуватості. Автори пояснюють явище "аномального" перевищення фактичних дебітів над розрахунковими, не вдаючись до складного моделювання проникностей та дебітів. Діагностування типу колектора та зон тріщинуватості дозволяє досягти ефективності проектування та розробки родовищ за рахунок правильного вибору геолого-технічних та інших заходів.
Поставлене завдання вирішується тим, що визначення товщини пласта здійснюють в інтервалі перфорації видобувних свердловин, додатково для будь-якого типу колектора роблять відбір кернів та дослідження залежності коефіцієнта проникності Kпр від коефіцієнтапористості Kпор, визначення коефіцієнта проникності пласта-колектора виробляють з використанням отриманої по керна залежності по коефіцієнту пористості, отриманому за геофізичними даними, причому при порівнянні фактичного дебіту з потенційним у разі їх зразкової рівності або перевищення потенційного дебіту над фактичним тип колектора характеризують як грануляр; якщо фактичний дебіт вище потенційного у кілька разів, то тип колектора характеризують як тріщинуватий.
Спосіб здійснюється наступною послідовністю операцій: 1. Визначення товщини пласта, що входить в інтервал перфорації свердловини (для правильного розрахунку дебіту).
2. Визначення пористості колектора методом геофізики.
3. Відбір керна та дослідження залежності коефіцієнта проникності від коефіцієнта пористості.
4. Визначення з використанням отриманої залежності та коефіцієнта пористості з геофізики коефіцієнта проникності кожного пропластка.
5. Визначення різниці між пластовим та забійним тиском по кожній досліджуваній свердловині.
6. Розрахунок потенційного дебіту свердловин за формулою Дюпюї з урахуванням виконаних операцій п.п. 1-5 та проектних даних.
7. Визначення фактичного дебіту.
8. Порівняння фактичного дебіту з розрахунковим, визначення типу колектора та ранжування зон тріщинуватості.
Приклад конкретного здійснення способу для карбонатних колекторів турнейського ярусу Онбійського родовища Татарстану Для розрахунку потенційного дебіту застосовувалася формула Дюпюї в наступному вигляді: де Qн.пов - дебіт нафти на поверхні м 3 /сут; К – проникність об'єкта, мд; h – товщина об'єкта, м; P - депресія, що дорівнює різниці між пластовим та забійним тиском, атм; b - об'ємний коефіцієнтнафти, частки од.; - в'язкість нафти, спз; rс - радіус свердловини, м; СР - половина середньої відстані між даною свердловиною та сусідніми (контур харчування).
Для турнейського ярусу Онбійського родовища Татарстану = 39.3 спз, b = 1.036, rс = 0.216 м і ср = 200м (згідно з технологічною схемою розробки).
Лише у трьох свердловинах має місце зразкову рівність (N 582), або перевищення потенційного дебіту над фактичним (NN 11148, 13395), тобто колектори мають порову структуру (гранулярний тип).
Таким чином, спосіб ефективніший за прототип, оскільки дозволяє діагностувати тип колектора і зони тріщинуватості без складного моделювання проникностей і дебітів. Відповідно спосіб промислово застосуємо.
Джерела інформації 1. Ковальов B.C. Визначення тріщинуватості карбонатного пласта A4 Кулішовського родовища. Праці Гіпровостокнефти, вип.IX, М., Надра, 1965, с. 95-102.
2. Кнеллер Л. Є., Риндін В. Н., Плохотніков А. Н. Оцінка проникності порід та дебітів нафтогазових свердловин за матеріалами геофізичних досліджень у свердловинах. Геологія нафти та газу, N 8, 1992 р., с. 25-28.
3. Югін Л.Г., Асланова Є. С. Визначення середньої пористості продуктивних пластів. Якушкінського родовища. Праці Гіпровосток-нафти, вип. IX, М., Надра, 1965, с. 346-353.
Спосіб оцінки проникності порід і дебітів нафтогазових свердловин, що включає визначення товщини і пористості пласта-колектора з геофізичних досліджень свердловин і в'язкості і в'язкості і в'язкості порівняння його з потенційним, який відрізняється тим, що визначення товщини пласта здійснюютьінтервалі перфорації видобувних свердловин, додатково для будь-якого типу колектора роблять відбір кернів і дослідження залежності коефіцієнта проникності від коефіцієнта пористості, визначення коефіцієнта проникності пласта-колектора проводять з використанням отриманої по керна залежності по коефіцієнту пористості, отриманому за геофізичними даними, причому при порівнянні потенційним у разі їхньої приблизної рівності або перевищення потенційного дебіту над фактичним типом колектора характеризують як гранулярний, якщо фактичний дебіт вище потенційного в кілька разів, то тип колектора характеризують як тріщинуватий.