|
|
больше ...
Термины запроса в документе
Реферат
[RU] 1. Способ определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий построение графика зависимости ПП от объемной доли глины в пласте, отличающийся тем, что дополнительно строят график зависимости ПП от концентрации соли в пластовой воде, определяют оптическую плотность нефти и рассчитывают числовое значение проницаемости нефтяного пласта по следующей формуле:  где K(Z г , Z c , Д оп ), K 0 - фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде Z c ; K ∞ - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;  - характеристическое значение Z c , определяемое с использованием метода касательной; Z г , Z c , Д оп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, содержание соли в пластовой воде и оптической плотности нефти; a, b, c, d - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.
Полный текст патента
(57) Реферат / Формула:
1. Способ определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий построение графика зависимости ПП от объемной доли глины в пласте, отличающийся тем, что дополнительно строят график зависимости ПП от концентрации соли в пластовой воде, определяют оптическую плотность нефти и рассчитывают числовое значение проницаемости нефтяного пласта по следующей формуле: где K(Z г , Z c , Д оп ), K 0 - фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде Z c ; K ∞ - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды; - характеристическое значение Z c , определяемое с использованием метода касательной; Z г , Z c , Д оп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, содержание соли в пластовой воде и оптической плотности нефти; a, b, c, d - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.
Евразийское 032229 (13) Bl
патентное
ведомство
(12) ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ЕВРАЗИЙСКОМУ ПАТЕНТУ
(45) Дата публикации и выдачи патента 2019.04.30
(21) Номер заявки 201650130
(22) Дата подачи заявки 2016.10.20
(51) Int. Cl. G01V 11/00 (2006.01) G01N15/08 (2006.01) G06F17/00 (2006.01)
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА
(43) 2018.04.30 (56) WO-A1-2014008931
(96)(732°,ш°32 (AZ) 2°н6.в0-20
(71) (73) Заявитель и патентовладелец: RU-C1-2360108
ИНСТИТУТ СИСТЕМ RU-C2-23990°0
УПРАВЛЕНИЯ НАЦИОНАЛЬНОЙ
АКАДЕМИИ НАУК
АЗЕРБАЙДЖАНСКОЙ
РЕСПУБЛИКИ (AZ)
(72) Изобретатель:
Алиев Тельман Аббас оглы, Рзаев Аббас Гейдар оглы, Расулов Сакит Рауф оглы, Келбалиев Гудрат Исфендияр оглы (AZ)
(74) Представитель:
Алиев Т.А. (AZ)
(57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к методам исследования нефтяного пласта, и может быть использовано в определении фильтрационных характеристик пласта. Сущность изобретения состоит в том, что для определения проницаемости нефтяного пласта моделируют и строят график зависимости ПП от объемной доли глины в пласте (Z^ и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Zc), определяют оптическую плотность нефти (Доп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:
K{ZVIZC> Доп) = (а - bZr) [tf0 + (Ка - К0) (l - ехр (-|?))] - Ъ + сД0П
Моделирование пласта с учетом комплекса влияющих признаков позволит повысить точность определения характеристик и снизить степень геологического риска при обосновании продолжения разработки рассматриваемого пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности, к методам исследования нефтяного пласта, и может быть использовано в определении фильтрационных характеристик пласта.
Известен способ (1) определения физических параметров пласта, в частности проницаемости пласта (ПП), включающий отслеживание скорости восстановления забойного давления (Рз) во время неустановившегося режима добывающей скважины после ее установки или снижения Рз после пуска скважины в эксплуатацию. Способ включает запись изменения Рз через равные промежутки времени, и в соответствии с этими данными строят кривую восстановления давлений (КВД) в полулогарифмических координатах в виде графической зависимости приращения
Р3 (AP3 = P3(t)-P3)
от логарифма времени исследования (lg t)
Ар = А + ilg t = А+ ¦
igt2 - igh
где i - уклон прямолинейного участка кривой;
А - отрезок, отсекаемый на оси ординат, характеризующий давление. С учетом полученного значения i определяют проницаемость по формуле
0,183 К = ¦
где Q - дебит скважины перед остановкой м3/с; АР - приращение давления, Па; ц - вязкость пластовой жидкости (флюида), Па-с; K - проницаемость, м2; h - мощность (толщина пласта), м; b - объемный коэффициент нефти.
Недостатком данного способа является то, что он не дает достоверной оценки пласта, так как не учитывает влияние на значение ПП объемной доли глин в пласте, концентрации соли в пластовой воде и толщину отложения асфальтенов на внутренней поверхности капилляров пласта.
Известен способ определения проницаемости пласта месторождений нефти и газа (2), включающий отбор керновых проб из пород коллектора, применение термического анализа для идентификации отдельных химических соединений коллектора, установление связи процентных концентраций минералов и проницаемости за счет применения многомерного корреляционно-регрессивного анализа с получением множественных линейных корреляционных уравнений с последующим определением проницаемости по следующей зависимости:
К = 1034,0Х! + 80ДХ2 - 14,4Х3 + 2,0Х4 - 1,7Х5 + 4,8Х6 - 0,5Х7 + 39,ЗХ8
где K - расчетная проницаемость, мД;
Х1 - Х8 - состав отложений, вес.%.
Недостатком известного способа является то, что он является достаточно трудоемким и не дает достоверной оценки проницаемости пласта.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу является способ (3) определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий метод моделирования и построения графика зависимости ПП от объемной доли глин в пласте.
Способ позволяет оценить ПП, но только с учетом объемной доли глины в пласте.
Однако недостатком данного способа является то, что он не учитывает влияние на значение ПП концентрации соли в пластовой воде и содержание асфальтенов на внутренней поверхности капилляров пласта, что приводит к искажению оценки пластовых характеристик при прогнозировании остаточных запасов нефти.
Задача изобретения заключается в повышении достоверности оценки характеристики пластов для правильного выбора стратегии оптимизации добычи нефти.
Сущность изобретения состоит в том, что для определения проницаемости нефтяного пласта моделируют и строят график зависимости ПП от объемной доли глины в пласте (Z^ и график зависимости концентрации соли в пластовой воде (Zc), определяют оптическую плотность нефти (Доп) и рассчитывают числовое значение ПП по следующей формуле:
где K(Z0 Zc, Дот), K0 - соответственно фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде;
Koo - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;
Z <;, Доп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, концентрация соли в пластовой воде и оптической плотности нефти;
%с - характеристическое значение Zc, определяемое по приведенной фигуре с использованием метода касательной;
a, b, c, d - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.
Сопоставительный анализ заявляемого изобретения и прототипа показал, что заявляемое изобретение отличается новыми существенными признаками: определением влияния концентрации соли в пластовой воде и оптической плотности нефти на значения проницаемости пласта (ПП), а также формулой, полученной эмпирически на основе графиков построенных по экспериментальным данным и отражающей комплексное влияние Zc, Доп на ПП.
Сравнительный анализ заявляемого изобретения с другими техническими решениями в этой области показал, что не найдены решения с существенными признаками, совпадающими с признаками заявляемого изобретения.
Для решения поставленной задачи был проанализирован известный (3) график зависимости проницаемости от объемной доли глины в пласте (фиг. 1) и составлена таблица (табл. 1) зависимости, на основе которой была выявлена математическая закономерность изменения ПП от объемной доли глины и направления потока, в соответствии с которой проницаемость, в зависимости от объемной доли глины в пласте, определяют по формуле
K(Zr) = a-bZr
и определены коэффициенты а, b, с, d (табл. 2)
По графику зависимости проницаемости нефтяного пласта от содержания соли (фиг. 2), полученному также методом моделирования, характер которого позволяет описать эту зависимость в следующем виде:
K( Zc) = K0 + (Koo - tf0)(l - exp (--|).
При этом значение определяют проведением касательной в начальной или любой точке аппрок-
симированной кривой (фиг. 2) экспериментальных данных, в обеих точках Lc имеет одно и тоже значение.
На проницаемость пласта влияние также оказывает толщина отложения асфальтенов (h) на внутренней поверхности капилляров пласта. В зависимости от содержания асфальтенов (Za), величину которой рассчитывают по известной (4) формуле
h = р + q*Za
и, используя известную (5) функциональную зависимость Za от оптической плотности нефти (Доп); толщину отложения асфальтенов вычисляют по формуле
h = p + q V*A> n = p + bq;
где p и q - коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.
Способ проиллюстрирован на фиг. 1 и 2 графиками зависимости ПП от объемной доли глины в пласте и концентрацией (содержанием) соли в пластовой воде.
Способ осуществляют следующим образом.
Используя график зависимости проницаемости от объемной доли глин в пласте (фиг. 1), определяют проницаемость по формуле
tf(Zr) = а - bZr = 1 - 0,91Zr
К{ Zc) = К0 + (Кт - - ехр (-Щ = 300 + 342 (1 - ехр (|0
Затем определяют толщину отложения асфальтенов (h) на внутренней поверхности капилляров пласта в зависимости от содержания асфальтенов (Za)
h = p + q*Za = -0,05 + 0,047Za Используя функциональную зависимость Za от оптической плотности нефти (Доп) в соответствии с линейной зависимостью, приведенной в (5)
Za = <ГДоп = 15,67Д0П
формула
h = p + q*Za
преобразуется в следующий вид:
h = р + q*q**Доп = p + bq = -0,05 + 0,219ДОП
С учетом формул (2)-(4) по формуле (1) при значении Zг = 0,1, Za = 5%, Доп = 0,3, Zc = 100 г/л рас-
считывается числовое значение проницаемости
(Zr,Zc, Доп) = (1 - 0,91Zr) [ЗОО + 342 (l - ехр --)] + 0,05 -
-0,219ДОП = 364 • 10~3мкм2 = 364 • 10"15м2 = 364мД (миллиДарси)
Сравнение расчетного значения проницаемости Кр с фактическими значениями (см. фиг.) показывает, что предложенный способ позволяет с погрешностью не более 5% определить проницаемость пласта.
Моделирование пласта с учетом комплекса влияющих признаков позволит повысить точность определения характеристик и снизить степень геологического риска при обосновании продолжения разработки рассматриваемого пласта.
Литература
1. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1978, 455 с.
2. Патент РФ № 2360108, G01N 15/08 "Способ определения пористости и проницаемости пласта месторождений нефти и газа".
3. Элинбайн К., Рингроуз Ф. Моделирование пластов с учетом их неоднородности для оптимизации отбора нефти на морских месторождениях Норвегии.//Нефтегазовые технологии, 2006, № 2, с. 24-28.
4. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1977.
5. R.R. Jakson, J.Y. Zuo. Картирование и моделирование распределения вязкости и асфальтенов в залежи с активной биодеградацией нефти.//Нефтегазовые технологии, 2015, № 5, 53.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
Способ определения проницаемости нефтяного пласта (ПП), включающий построение графика зависимости ПП от объемной доли глины в пласте, отличающийся тем, что дополнительно строят график зависимости ПП от концентрации соли в пластовой воде, определяют оптическую плотность нефти и рассчитывают числовое значение проницаемости нефтяного пласта по следующей формуле:
где К^г, Zc, Доп), K0 - фактическое значение проницаемости и ее значение при нулевой концентрации соли в пластовой воде Zc;
Коо - значение проницаемости при насыщенном растворе пластовой воды;
- характеристическое значение Zc, определяемое с использованием метода касательной; Zj, Zc, Доп - соответственно значения объемной доли глин в пласте, содержание соли в пластовой воде и оптической плотности нефти;
a, b, c, d - соответственно коэффициенты, определяемые на основе экспериментальных данных.
Затем по графику зависимости проницаемости нефтяного пласта от содержания соли в пластовой воде (фиг. 2) определяют значение Lc проведением касательной в начальной или любой точке аппроксимированной кривой экспериментальных данных и определяют проницаемость по формуле
Евразийская патентная организация, ЕАПВ Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
032229
- 1 -
032229
- 1 -
032229
- 1 -
032229
- 1 -
032229
- 2 -
032229
- 1 -
032229
- 4 -
032229
- 4 -
|
