Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине

Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к способам геофизических исследований скважин для нефтяных залежей с газовыми шапками с известным минералогическим составом слагающих пород, то есть для газонефтяных и нефтегазовых месторождений, в частности к способам определения характеристик переходной газонефтяной зоны, таких как распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины и газонефтяное капиллярное давление.

Газонефтяной контакт (ГНК) - это условная поверхность, разделяющая в нефтяной залежи нефть и газ, находящийся в свободном состоянии в виде газовой шапки. Поверхность газонефтяного контакта условна, поскольку между газовой и нефтяной частью залежи имеется переходная зона смешанного нефтегазонасыщения. В геологическом моделировании есть известные сложности определения положения газонефтяного контакта, связанные со структурой переходной зоны. В большинстве случаев положение ГНК определяется по результатам опробывания на приток флюида. При анализе данных каротажа также возможно идентифицировать ГНК по резкому изменению водородсодержания.

Однако существуют залежи, где геологическое строение не позволяет выделить ГНК в виде четко определенной поверхности, поскольку имеется непрерывное изменение нефте- и газонасыщенности по глубине. В этих случаях говорят о переходной газонефтяной зоне. Переходная зона может простираться по глубине на заметные расстояния (>1 м). В области переходной зоны устанавливается непрерывное вертикальное распределение газа и нефти, которые находятся в термодинамическом и гравитационном равновесии. Составы, давления и насыщенности газовой и нефтяной фаз непрерывно меняются вдоль геологического разреза скважины в соответствии с условиями равновесия.

Для залежей с протяженной газонефтяной переходной зоной необходима детальная информация о структуре этой области для корректной оценки запасов газа и нефти и для обоснованного выбора стратегии разработки.

В настоящее время в практике исследования газонефтяных залежей отсутствуют методы определения параметров протяженных газонефтяных зон (распределения насыщенностей газа и нефти вдоль скважины и газонефтяного капиллярного давления), учитывающие условия композиционного фазового равновесия «газ - нефть».

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в обеспечении возможности определения условий залегания газонефтяных залежей, в уточнении геологических моделей таких залежей и, как следствие, в более правильном подходе к оценке запасов и проектировании разработки.

В соответствии с предлагаемым способом по меньшей мере одну пробу пластового флюида берут из газовой части залежи и по меньшей мере одну пробу пластового флюида берут из нефтяной части залежи. Измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов и определяют плотности и составы взятых проб пластовых флюидов. Полученные плотности, составы и измеренные значения давления и температуры используют для настройки уравнения состояния углеводородных смесей. Измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины. По измеренным значениям пористости и водонасыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз, а по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз. Используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины. По вычисленным значениям плотности и составу углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины. На основе определенного удельного водородсодержания, водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

Плотности и составы взятых проб пластовых флюидов определяют посредством стандартного хроматографического и фракционного анализа.

В качестве уравнения состояния углеводородных смесей используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.

Общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины измеряют методом нейтронного каротажа на тепловых нейтронах.

Пористость и водонасыщенность определяют методами акустического, нейтронного и электрического каротажа.

Из уравнения состояния углеводородных смесей вычисляют распределение давлений в газе и нефти вдоль скважины и определяют кривую капиллярного давления на основе полученных распределений давления и насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

Изобретение поясняется чертежом, где на фиг. 1 представлены распределения пористости, водонасыщенности и водородсодержания, полученные методами геофизического каротажа, на фиг. 2 - составы нефти и газа взятых проб, на фиг. 3 - распределения водонасыщенности и поровый объем, на фиг. 4 - кривая капиллярного давления.

Изобретение состоит в использовании двух источников данных (глубинных проб пластовых флюидов и геофизических исследований скважин) для получения структуры ГНК и кривой газонефтяного капиллярного давления по разрезу вдоль вертикальной или наклонной скважины. Глубинные пробы пластовых флюидов (газа, нефти, воды) берут из газовой и нефтяной части залежи совместно со следующими исследованиями: а) определением пластовых термодинамических условий для обеих проб; б) обычным циклом лабораторных исследований PVT свойств смесей (состав, ССЕ (constant composition expansion, контактная конденсация) и/или CVD (constant volume depletion, дифференциальная конденсация). Лабораторные исследования используют для настройки уравнения состояния, т.е. для количественного определения свободных параметров в этом уравнении, например, уравнении состояния Пенга-Робинсона (см., например, Firoozabadi A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. New York: McGraw-Hill, 1998, P. 138-143; Reid R.C., Prausnitz J.M., Poling B.E. The Properties of Gases and Liquids. New York: Mc-Graw Hill, 1987, P. 42-47; Walas S.M. Phase Equilibria in Chemical Engineering. Boston: Butterworth Publ., 1985, P. 54-57). Геофизические исследования проводят в необсаженной скважине для определения значений пористости, водонасыщенности и общего водородсодержания насыщенной породы в зависимости от глубины вдоль ствола скважины (например, с помощью комбинации акустического, радиоактивного и электрического каротажа, а также анализа минерального состава породы) (см., например, Bassiouni Z. Theory, Measurement, and Interpretation of Well Logs. Richardson: SPE, 1994, P. 206-224; Bateman R.M. Open-Hole Log Analysis and Formation Evaluation. Boston, 1985, P. 133-146; Darling T. Well Logging and Formation Evaluation. Boston: Elsevier, 2005, P. 29-58; Ellis D.V., Singer J.M. Well Logging for Earth Scientists. Dordrecht: Springer, 2007, P. 629-681; Tittman J. Geophysical Well Logging. Orlando: Academic Press, 1986, P. 19-57. На основе этих данных производят расчет объема и водородсодержания углеводородных флюидов (газа и нефти) вдоль ствола скважины. Объем вычисляют по измеренным значениям пористости и водонасыщенности, а именно по известному значению водонасыщенности рассчитывают насыщенность углеводородных флюидов (газа и нефти), затем с использованием известного значения пористости рассчитывают долю объема, приходящегося на углеводородные флюиды. Водородсодержание углеводородных флюидов рассчитывают вычитанием из общего водородсодержания величин водородсодержания породы и пластовой воды, рассчитанных по химическому составу (как указано выше, минералогический состав предполагается известным).

С использованием уравнения состояния и в предположении гравитационного и термодинамического (химического) равновесия газовой и нефтяной фаз могут быть восстановлены их свойства вдоль скважины: а) удельное водородсодержание для отдельных фаз, б) давления в фазах.

Используя пористость, насыщенность углеводородов, суммарное водородсодержание в углеводородных флюидах и удельное водородсодержание во флюидах по отдельности, можно вычислить распределение насыщенностей газа и нефти в переходной зоне. Комбинируя это распределение с давлениями в фазах, возможно построить кривую капиллярного давления в переходной зоне.

Рассмотрим пример осуществления способа

Глубинные пробы пластовых флюидов были взяты на абсолютных отметках 3241 и 3276 метров соответственно в газовой и нефтяной части залежи. Соответствующие измеренные пластовые давления и температура указаны в Таблице 1:

Составы газа и нефти (в мольных долях) взятых проб, определенные посредством стандартных методов определения состава хроматографического и фракционного анализа (см., например, Speight J.G. Handbook of Petroleum Analysis. New York: John Wiley & Sons, 2001, P. 223-296; Speight J.G. The Chemistry and Technology of Petroleum. Boca Raton: Taylor & Francis Group, 2007, P. 177-238) приведены в Таблице 2 и на фиг. 2.

Полученные данные были использованы для настройки уравнения состояния Пенга-Робинсона, которое широко применяется для описания фазового равновесия газ - жидкость в системах углеводородов.

В результате интерпретации данных комплекса измерений вдоль ствола скважины получены следующие характеристики насыщенной породы: распределение состава породы, пористости, водонасыщенности и общего водородсодержания в абсолютных отметках. Эти параметры могут быть определены известными способами с помощью разных комбинаций методов каротажа. Например, водородсодержание можно определить по нейтронному каротажу на тепловых нейтронах, остальные параметры - по комбинации акустического, электрического и других видов радиактивного каротажа. Распределения пористости, водонасыщенности и водородсодержания представлены на фиг. 1. Водонасыщенность нужна для оценки фактического объема, приходящегося на углеводородные фазы - газ и нефть.

В силу термодинамического и гравитационного равновесия вдоль скважины внутри проницаемой породы летучести компонентов смеси меняются с глубиной по определенному закону (1), связанному с мольной массой компонента смеси m_с. Используя уравнение состояния Пенга-Робинсона, можно вычислить составы углеводородных фаз - нефти и газа - на глубине h по известным данным о составе на глубине h₀. Затем по известному составу и на основе условий гидростатического равновесия можно рассчитать давление в каждой фазе (нефти и газе). Расчет производится на основе следующих уравнений:

Общая плотность атомов водорода складывается из водородсодержания отдельных фаз (нефти, газа, воды) с учетом насыщенностей, пористости и литологии:

В уравнениях (1)-(4) использованы следующие обозначения: R - универсальная газовая постоянная, g - ускорение свободного падения, Т - температура, v - удельный объем, p - давление, Z₁ - состав, φ - пористость, - летучесть, S - насыщенность, H - общее водородсодержание, Н_А - водородсодержание фазы А, N_Hi - количество атомов водорода в молекуле компонента i, Z_Ai - содержание i-го компонента в фазе А.

В результате решения уравнений (1)-(2) вычисляют составы газа и нефти вдоль скважины.

По измеренным значениям пористости и водонасыщенности можно вычислить объем, приходящийся на углеводородные фазы (нефть и газ). По измеренным значениям общего водородсодержания, пористости, водонасыщенности, водородсодержания породы (водородсодержание породы определяют путем вычислений по известной литологии и пористости: количество водорода на единицу объема скелета породы определяют по известному химическому составу, далее, с учетом известной пористости рассчитывают количество водорода на единицу объема породы) при известной литологии по уравнению (4) можно вычислить водородсодержание, приходящееся на углеводородные фазы (нефть и газ). По составу углеводородных фаз, вычисленному в зависимости от глубины вдоль скважины, вычисляют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины (по известному химическому составу фаз вычисляется количество водорода на единицу объема в каждой фазе).

На основе вычисленного удельного водородсодержания в газе и нефти, общего водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости насыщенной породы вычисляют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины (по известному суммарному количеству водорода в нефти и газе, с одной стороны, и по известным удельным значениям количества водорода в нефти и газе по отдельности, с другой стороны, легко оценить относительное объемное содержание нефти и газа в породе). На фиг. 3 приведены водонасыщенность и поровый объем, определенные из интерпретации данных исследования скважины; насыщенность нефти и газа восстановлены с использованием водородсодержания и уравнения (4) с вычислением составов фаз в переходной зоне по уравнениям (1) и (2).

Наконец, зная давления в фазах и насыщенности в зависимости от глубины, можно построить график разности давлений в фазах от насыщенности, что представляет собой кривую капиллярного давления (фиг. 4).

1. Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине, пробуренной в нефтяной залежи с газовой шапкой с известным минералогическим составом слагающих пород, в соответствии с которым:- берут по меньшей мере одну пробу пластового флюида из газовой части залежи и по меньшей мере одну пробу пластового флюида из нефтяной части залежи,- измеряют пластовые температуру и давление в местах взятия проб пластовых флюидов,- определяют плотности и составы взятых проб пластовых флюидов,- используют полученные значения плотности и составов и измеренные значения давления и температуры для настройки уравнения состояния углеводородных смесей,- измеряют пористость, водонасыщенность и общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины,- по измеренным значениям пористости и водоносыщенности породы вычисляют объем углеводородных фаз,- по измеренным значениям общего водородсодержания насыщенной породы определяют водородсодержание углеводородных фаз,- используя уравнение состояния углеводородных смесей, вычисляют плотность и состав углеводородных фаз вдоль скважины,- по вычисленным значениям плотности и состава углеводородных фаз вдоль скважины определяют удельное водородсодержание в газе и нефти вдоль скважины,- на основе вычисленного удельного водородсодержания в газе и нефти, определенного водородсодержания углеводородных фаз и измеренной пористости насыщенной породы определяют распределение насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым плотности и составы взятых проб пластовых флюидов определяют посредством хроматографического и фракционного анализа.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым в качестве уравнения состояния углеводородных смесей используют уравнение состояния Пенга-Робинсона.

4. Способ по п. 1, в соответствии с которым общее водородсодержание насыщенной породы вдоль ствола скважины измеряют методом нейтронного каротажа на тепловых нейтронах.

5. Способ по п. 1, в соответствии с которым пористость и водонасыщенность насыщенной породы определяют методами акустического, нейтронного и электрического каротажа.

6. Способ по п. 1, в соответствии с которым из уравнения состояния углеводородных смесей вычисляют распределение давлений в газе и нефти вдоль скважины и определяют кривую капиллярного давления на основе полученных распределений давления и насыщенностей газа и нефти вдоль скважины.