Оценка анизотропии пласта

 

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт геологии и нефтегазодобычи

кафедра РЭНГМ

 

 

 

 

 

курсовая  работа

По дисциплине: “Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта” 

По теме:”Оценка анизотропии пласта“

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: ст.гр.

Муравский Андрей Геннадьевич

НРГ-10-1

Проверила:

 Забоева  Марина Ивановна.

 

 

 

 

 

 

 

 

Тюмень 

ТюмГНГУ

2013

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

Способы оценки анизотропии пласта

1. По промысловым данным о предельном дебите.
2. По данным о суммарном отборе нефти к моменту прорыва воды.
3. По данным промысловых гидродинамических исследований при установившемся и неустановившемся притоках.
4. По промысловым данным фактическом времени безводной эксплуатации (для нефтеносных и газоносных пластов).
5. По геолого-промысловым данным и лабораторным исследованиям керна газонасыщенных пластов.

Заключение

Список литературы

 

 

 

 

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Анизотропия означает неодинаковость геофизических (в том числе и фильтрационных) свойств по различным направлениям. Наличие пространственной фильтрационной неоднородности коллекторов выражается в существовании закономерных направлений, благоприятных для внутри- и межпластовых перетоков флюидов. В мировой практике нефтедобычи имеются многочисленные подтверждения этого явления, выраженные в резком отличии режимов работы добывающих скважин при их равном удалении от нагнетательной скважины. 
 
Одно из возможных объяснений наблюдаемого явления может связываться с наличием пространственной фильтрационной анизотропии коллекторов. Это явление предопределяется серией факторов, включающих условия образования коллекторов, режимы осадконакопления, процессы изменения (выщелачивания) горных пород, приводящие к образованию вторичной пористости. Дополнительным условием, влияющим на анизотропную характеристику коллекторов, может быть напряженное состояние массива горных пород. В совокупности эти факторы приводят к формированию определенным образом упорядоченных структур и текстур пород коллектора, влияющих на их физические свойства, и, в конечном счете, на нефтеотдачу пласта.  
 
Важность анизотропии проницаемости состоит в том, что она в значительной степени влияет на характер гидродинамических процессов, протекающих в разрабатываемом пласте. 
 

 

 

СПОСОБЫ ОЦЕНКИ АНИЗОТРОПИИ  ПЛАСТА

1. По промысловым данным о предельном дебите.

 

Метод, также  известный как «метод Курбанова-Садчикова», использует результаты испытания скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с  подошвенной водой.

Установив предельные безводные, безгазовые или одновременно оба вида дебитов опытным путем, авторы графически решают обратную задачу устойчивого конусообразования: по известному предельному дебиту определяют анизотропию пласта.

Метод является наиболее эффективным среди существующих, обладает достаточной простотой  и точностью и широко используется в практических расчетах.

 

 

 

 

 

2. По данным о  суммарном отборе нефти к моменту  прорыва воды.

Возможны  два подхода по оценке коэффициента анизотропии по данным о суммарном  отборе нефти за безводный период.

Предполагая, что вытеснение нефти происходит только за счет напора подошвенной  воды, эффективность вытеснения (коэффициент охвата) Е. Маскет определяет отношением объема нефтяной зоны к объему дренирования(a²h), т.е.

 

где a – расстояние между скважинами, м;

              h – нефтенасыщенная толщина пласта, м;

                - суммарный отбор в пластовых условиях, м³;

      m – эффективная пористость пласта;

      – количество связанной воды в долях порового объема;

               – количество остаточной нефти за фронтом вытеснения

 

Определив таким образом коэффициент охвата E по графикам зависимости , нетрудно определить параметр размещения скважин , а затем ᴂ^*.

Второй способ определения ᴂ^* исходит из формулы Маскета для суммарного отбора нефти за безводный период

 

 ,

 

Где - коэффициент, характеризующий эффективность вытеснения

 

Этот метод  является достаточно простым и доступным. Ограниченность его состоит в том, что он предполагает процесс вытеснения исключительно за счет напора подошвенных вод в коллекторах, равномерно выдержанных по вертикальной проницаемости, и применим для параметра размещения

 

3. По данным промысловых гидродинамических исследований при установившемся и неустановившемся притоках.

 

Впервые способы  анизотропии пласта по данным промысловых  гидродинамических исследований скважин  предложены А.К. Курбановым и А.Т. Горбуновым. Первый способ определения проницаемостей вдоль и перпендикулярно напластованию  основывается на решении Маскета  для притока к несовершенной, по степени вскрытия пласта, скважине и использования коэффициентов продуктивности, определенных по индикаторным линиям, для двух относительных вскрытий пласта.

Из системы  двух уравнений определяются  искомые  значения проницаемостей и анизотропии  пласта. Ясно, что этот метод требует  проведения исследований в одной  и той же скважине при создании двух относительных вскрытий или при одном относительном и одном полном вскрытии. Такие операции можно проводить в процессе освоения сквадин с использованием пакеров, а также при следующем достреле колонны. Несовершенство скважин, обусловленное перфорацией, метод не учитывает.

Второй способ основывается на решении А.Л. Хейна  для нарастания забойного давления в остановленной скважине, несовершенной  только по степени вскрытия пласта, и на результатах обработки КВД.

Использование предложенного метода авторы иллюстрируют на конкретном примере. Если скважина вскрывает продуктивный пласт на всю толщину и известны все данные о перфорации колонны (плотность перфорации m, то глубина перфорационного канала l₀, его радиус r₀ и коэффициент совершенства)

 

,

 

то, принимая S=C₀ (C₀ – добавочное фильтрационное сопротивление, обусловленное перфорацией), получаем

 

,

 

где Q – дебит скважины перфорированной, определяемый по данным испытания скважины на приток,

      Q_с – дебит скважины совершенной, определяемый по формуле Дюпюи. В последней формуле линейные размеры принимаются в метрах; m имеет размерность [m] = м^-1.

 

Пример 3.1:

 

Исходные данные:

R = 200 м;

r_c = 0,075 м;

2r₀ = 0,0127 м;

l₀ = 0,346 м;

m = 6 отв/м;

η = 0,65;

ᴂ^* ≈ 5.

 

значение параметра  , а затем определяем .

Пример  3.2:

Исходные данные:

R = 200 м;

r_c = 0,075 м;

η = 0,66;

 = 0,6;

h₀ = 20 м.

 
 

 

4.По  промысловым данным фактическом  времени безводной эксплуатации (для нефтеносных и газоносных  пластов).

 

Рассматриваемые здесь методы могут быть отнесены к нефтеносным и газоносным пластам, а также к нефтяным оторочкам  с активным напором подошвенных  вод. Время безводной эксплуатации, как известно зависит не только от темпа отбора, но и от физических параметров пласта и жидкостей.

Для анизотропного  пласта время прорыва подошвенной  воды пропорционально анизотропии  пласта. Из приведенных решений для  безразмерного времени t₀ безводной эксплуатации, зная фактическое время прорыва воды к забою, нетрудно определить коэффициент анизотропии.

В работе предложен  графический метод определения  анизотропии пласта, основанный на приближенном решении задачи о прорыве  подошвенной воды к забою скважины по схеме вытеснения из трубки тока с учетом фазовых проницаемостей, различая в вязкостях и плотностях жидкостей. Пласт принимался горизонтальным с осевой симметрией, жидкости и среда – несжимаемы, дебит – постоянный, фильтрация – по линейному закону.

Суть метода заключается в том, что при  фиксированных параметрах

 рассчитывается безразмерное время t₀ строятся графические зависимости вида. Покажем использование изложенного метода на конкретном примере.

 

Пример 4.1:

Исходные данные:

t = 204 сут;   

Q = 70 м³/сут;

h = 20 м;

= 0,47

K_r = 0,6 мкм²;

R₀ = 200м;

r_c= 0,1 м;

µ= 1,2 мПа·с;

µ_н = 2,3 мПа·с;

m = 0,20;

 = 340 кг/м³;

 ≈ 0,35;

 ≈ 0,05;

 ≈ 0,70;

 ≈ 0,70 – насыщенность водой на фронте вытеснения;

 = 0,20 – остаточная водонасыщенность;

R_н и - относительные фазовые проницаемости.

 

Недостатком изложенного метода является то, что  для каждого конкретного случая требуется строить графическую  зависимость 

Для сравнения  приводим расчетные значения по Маскету. При остаточной нефтенасыщенности в зоне вытеснения и при объемном коэффициенте нефти B=1,15 находим

 

 

 

Как видим, сходимость результатов  расчета по двум методам удовлетворительная.

Особое замечание  следует сделать о несостоятельности  методики

В.В. Осипова, Г.В. Осиповой и В.З. Тухватуллина, где делается попытка при определении анизотропии учесть физические свойства жидкостей и фазовые проницаемости. Авторы допустили грубую ошибку в исходных дифференциальных уравнениях для фильтрации нефти и воды: в левых частях уравнений слагаемые в квадратных скобках имеют различные размерности. Поэтому конечные решения, результаты расчетов по ним для двух скважин и, сделанные выводы, ошибочны.

Сам подход к определению анизотропии методологически  трудоемкий, не инженерный; принятие в  качестве точных значений , определенных геофизическими методами, является необоснованным; принятое в числовых расчетах пластовое давление или что тоже

  не соответствует реальным условиям.

Ясно, что  анализируемый метод является дефектным.

 

5. По геолого-промысловым данным и лабораторным исследованиям керна газонасыщенных пластов.

 

Анизотропия пласта является одним из важных параметров, характеризующих неоднородность продуктивного  коллектора по проницаемости.

К сожалению, специальных геолого-промысловых  испытаний по определению анизотропии  газонасыщенных пластов не проводилось. В приближенных гидродинамических  расчетах показателей разработки газовых  залежей (дебитов, забойных и пластовых  давлений, газоотдачи, времени истощения залежи и др.) обычно используется модель однородно-изотропного пласта с некоторой усредненной по и толщине проницаемостью.

Для более  точных гидрогазодинамических расчетов принимают модель

послойного пласта с чередованием по толщине пропластков различной проницаемости.

Так, например, дается попытка учета проницаемостной неоднородности пласта при гидродинамических расчетах режима растворенного газа. При этом используются данные о фактическом распределении проницаемости как по толщине , так по площади пласта, полученные на основании лабораторного изучения керна, геофизических или гидродинамических исследований. Затем строится модель слоистого пласта, состоящего из пропластков, для каждого из которых рассчитываются технологические показатели разработки. Авторами были построены кривые фактического распределения проницаемости на основании лабораторного изучения керна пластов БУ₈, БУ_10-11 и БУ₁₄ Уренгойского месторождения. Используя эти кривые, авторы предложили расчетную модель неоднородного пласта из десяти пропластков для каждого из указанных горизонтов.

Заметим, что  обе приведенные модели не приемлемы  для расчетов гидрогазодинамических показателей, связанных с разработкой и нефтегазовых залежей, дренируемых несовершенными скважинами при наличии напора подошвенных вод. В этом случае необходимо применение модели однородно-анизотропного пласта с известными усредненными значениями проницаемостей вдоль напластования и перпендикулярно ему. Оценку анизотропии такого пласта можно сделать из усредненных данных по пропласткам, приведенных в таблице. Изложим кратий подход такой оценки на примере пласта БУ₈, БУ_10-11 и БУ₁₄, предполагая, что соотношения наибольшей К_max и наименьшей К_min проницаемостей по пропласткам такие же, как и соотношения горизонтальной К_r и вертикальной К_z усредненных по толщине и площади пласта проницаемостей, т.е. принимается

 

 

 

Тогда, по горизонтам БУ₈, БУ_10-11 и БУ₁₄, имеем соответственно:

 

 

 

 

 

 

 

По горизонтам имеем:

К_r = 35,1·10^-3 мкм²(БУ₈);

К_r = 45,4·10^-3 мкм²(БУ_10-11);

К_r = 43,0·10^-3 мкм²(БУ₁₄).

Следовательно, вертикальные проницаемости  составляют:

 

  ^для БУ₈

  ^для БУ_10-11

  ^для БУ₁₄

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

В данной курсовой работе были рассмотрены 5 методов оценки пространственной фильтрационной анизотропии коллекторов, разной степени сложности и ресурсозатратности. Изучив данные методы можно прийти к выводу о том, что наиболее актуальным на данный момент является метод Курбанова-Садчикова, т.к. он обладает достаточной простотой и точностью и широко используется в практических расчетах, чего нельзя сказать о методе оценки анизотропии пласта по промысловым данным фактическом времени безводной эксплуатации, т.к. он весьма трудоемкий а принятое пластовое давление в ходе расчетов зачастую не соответствует реальному. Также этот метод был признан некоторыми учеными как «не инженерный».