Способ определения показателей анизотропии пласта

 

Использование: в нефтяной промышленности при исследовании скважин и пластов. Сущность изобретения: строят профиль скорости притока по контору исследуемой скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при исследовании скважин и пласта.

Известен способ определения показателей анизотропии пласта по промысловым исследованиям, путем определения коэффициента охвата вытеснением водой и по его величине расчета анизотропии пласта [1] Недостатком способа является необходимость длительной эксплуатации пласта и наблюдение за процессом вытеснения нефти, т.е. анизотропия пласта может быть определена к середине или к концу разработки месторождения. Кроме того, определяется анизотропия пласта только по напластованию.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ определения показателей анизотропии пласта в скважинах, вскрывших нефтяную залежь и одновременно газовую шапку и подошвенную воду путем определения предельного дебита нефти, когда в скважину не попадают газ и вода [2] Недостатком известного способа является обязательное присутствие в пласте газовой шапки и подстилающей воды и невозможность определения анизотропии в горизонтальной плоскости (вдоль поверхности отложения).

Целью изобретения является определение показателей анизотропии пласта в горизонтальной плоскости.

Поставленная цель достигается тем, что в способе определения показателей анизотропии пласта путем определения коэффициентов проницаемости пласта, вязкости флюида и дебита скважины и расчета коэффициента анизотропии определяют профиль скорости притока по контуру исследуемой скважины на забое и давление на контуре питания, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей типовые эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль скорости притока с типовыми эпюрами скоростей притока и по совпадающей эпюре устанавливают коэффициенты проницаемости пласта.

Сущность метода состоит в использовании того обстоятельства, что в анизотропном пласте скорости фильтрации по различным направлениям неодинаковы из-за отличающихся по направлениям коэффициентов проницаемостей.

Измерения фактических скоростей притока в скважину по разным направлениям дают возможность выявить зоны максимального и минимального притока по контуру скважин, что соответствует направле- ниям главных осей анизотропии. Количественные определения проницаемостей производят по сопоставлению результатов теоретического распределения профиля притока и измеренного в скважине. Коэффициенты проницаемости при моделировании подбираются такими, чтобы получилась сходимость результатов теоретического моделирования и опытного определения профиля притока.

Выбирают модель анизотропного пласта. Модель состоит из области фильтрации с пористостью, проницаемостью, коэффициентом деформации, вязкостью флюида, граничных условий на скважине и на внешней границе пласта, уравнений фильтрации, значений коэффициентов проницаемости по главным осям анизотропии. Область фильтрации ограничена контуром скважины и контуром питания. Выбирают контур скважины круговой, а контур питания прямоугольный или круговой.

Граничные условия: постоянный дебит скважины и постоянное давление на контуре питания q v(ф)d (1) где q дебит скважины, см³/с; v(ф) скорость притока нефти в скважину в направлении угла притока ф, см/с.

Р(конт) Р_о, (2) где Р(конт) давление на контуре питания, МПа; Р_о постоянное значение давления, МПа.

Используют уравнению фильтрации с учетом анизотропии пласта + m^*B_ж+B, (3) где x, y главные оси анизотропии; P(x, y) давление в пласте, МПа; K_x, K_y коэффициенты проницаемости по осям х, y, мкм²; вязкость, мПа.с; m пористость пласта; В_ж, В_вс коэффициенты снижаемости, МПа^-1.

Решение уравнения (3) при граничных условиях (1) и (2) получают известными численными или аналитическими методами.

Задаются выбранными коэффициентами: наибольшими К_х 1 условной единицы (например, мкм²) и наименьшим K_y 0,3 условной единицы (например, мкм²), а также известными из лабораторных исследований m, В_ж и В_ск.

Из решения уравнения (3) известным численным методом при заданных значениях констант К_х, К_y и других получают теоретическое распределение притока в скважину v(ф) в зависимости от угла ф, которое называют эпюрой скоростей по контуру скважины.

Чтобы сопоставлять моделированную эпюру скоростей с фактическим распределением притока, необходимо снять профиль притока на забое скважины. С этой целью измеряют величины притоков нефти в скважину по разным направлениям. Снятие профиля притока производят в следующей последовательности.

В вертикальную необсаженную скважину спускают измерительную систему, включающую дебитомер и компас. В качестве измерителя потока используют, например, дебитомер СТД-4 дистанционного типа. Прибор предназначен для определения скорости движения жидкости с использованием чувствительного элемента, в качестве которого служит терморезистор. Предприятие-изготовитель СТД-4 УЗГП, г. Уфа. Небольшие габариты прибора диаметр 25 мм обеспечивают незначительное перекрытие потока жидкости в скважине, составляющие 2,5%
На фиг. 1 приведена измерительная система в собранном виде. Она состоит из оси 2, центратора 3, компаса 4, водила 5, дебитомера 6 и кабеля 7.

Определение притоков по различным направлениям производят следующим образом. Измерительную систему спускают в скважину 1 в сложенном состоянии. В месте измерения ось 2 фиксируют в центре скважины посредством центраторов 3. Дебитомер 6 отводят к стенке скважины. Устройство готово для проведения измерений. Измеряют показания дебитомера 6 скорость потока, угол ориентации компаса 4 и угол поворота водила 5 Данные измерений передают по кабелю 7 на поверхность. Вращением оси 2 изменяют положение угла и вновь передают данные. Измерения повторяют до тех пор, пока дебитомер не совершит полный оборот вокруг оси 2.

По результатам измерений скоростей притоков при различных углах строят профиль притока, приведенный на фиг. 2. На фиг. 2 указаны оси координат , круговой контур скважины 1, стрелка компаса 2, образующая угол с осью , в позиции 3 указан вектор скорости V потока жидкости, поступающей в скважину под углом По профилю скорости притока 4 определяют направление наибольшего и наименьшего притоков, которые принимают за направления главных осей анизотропии х и y соответственно большая и малая оси.

При сопоставлении теоретической эпюры скоростей с профилем притока, полученным измерением на забое скважины, установлено их отличие: расчетная эпюра примерно в 5 раз больше, чем измеренный профиль притока. Это связано с завышением коэффициентов проницаемости, введенных в модель. Уменьшая соответственно величины коэффициентов проницаемости, методом последовательных приближений задаваемых величин К_х, K_y, добиваются наибольшего приближения моделируемой эпюры и профиля притока. При величине К_х 0,2 условной единицы (например, мкм²) и K_y 0,07 условной единицы (например, мкм²) получают наибольшее совпадение моделируемой эпюры скоростей и фактического профиля притока.

П р и м е р. Для скважины месторождения Карамандыбас проводят определение профиля притока жидкости в скважину. Исходные данные: пористость m 0,2, проницаемость К_х 0,2 мкм² по оси х, K_y 0,07 мкм² по оси y, коэффициент деформации пласта В_ск 1,16 10^-5 МПа^-1 и жидкости В_ж= 3 10^-4 МПа^-1, вязкость флюида 3,4 мПа с дебит скважины q 5,6 см³/с, давление на контуре питания Р_о 16 МПа.

Уравнение (1) после подстановки в него величины дебита примет вид:
5,4 v()d
Граничное условие (2) имеет вид:
Р(конт) Р_о 16 МПа
Уравнение (3) преобразуется к виду:
+ (0,2310^-4+1,1610
Снимают профили притока в скважине прибором СТД-4 по схеме, приведенной на фиг. 1. По результатам измерения скоростей притока по разным направлениям строят профиль притока в соответствии с фиг. 2 и на него же наносят теоретическую эпюру скоростей (поз. 5 на фиг. 2). Моделируют условия фильтрации в анизотропном пласте и подбором коэффициентов проницаемости вдоль главных осей анизотропии х и y, соответственно К_х и K_y добиваются наибольшего совпадения фактической и моделируемой эпюр скоростей притока. В рассматриваемом примере получены следующие характеристические параметры анизотропии: направление оси х 138,6^о, коэффициенты проницаемости К_х 0,2 мкм², K_y 0,07 мкм² и коэффициент анизотропии а_к
a_k 1,7.

Формула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТА путем определения коэффициентов проницаемости пласта, вязкости флюида, дебита скважины и расчет коэффициента анизотропии пласта, отличающийся тем, что измеряют на забое скорость притока по контуру исследуемой скважины и давление на контуре питания скважины, строят профиль скорости притока по контуру скважины, создают модели пласта с заданной анизотропией, определяют для этих моделей с учетом значений дебита скважины и давления на контуре питания скважины эпюры скоростей притока, сравнивают полученный профиль притока по контуру скважины с типовыми эпюрами скоростей притока, коэффициенты проницаемости пласта подбирают по совпадающей с профилем скоростей притока типовой эпюре скоростей притока, а коэффициент анизотропии пласта вычисляют по полученным значениям коэффициентов проницаемости.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2