Томскнипинефть

1.

Томскнипинефть
2009
Тагайское месторождение нефти
оптимизация программы лабораторных
исследований для недонасыщенного
коллектора
1

2.

Томскнипинефть
2009
Недонасыщенный характер залежей
• Лабораторные определение начальной
нефтенасыщенности косвенным методом
(полупроницаемой мембраны) существенно
отличаются в большую сторону от результатов
интерпретации каротажей ГИС (0,53 и 0,37 для пласта
Ю13 соответственно)
Интерпретация ГИС
Лабораторные исследования керна*
Пласт
интервал
значений
средневзвеш.
значения
количество
определений
интервал
значений
среднеарифм.
значение
Ю1 2
0,32-0,48
0,42
32
0,27-0,63
0,46
Ю1 3
0,22-0,51
0,37
32
0,18-0,72
0,53
* вычисленные значения (Кн.н=1-Кв.о)
2

3.

Томскнипинефть
2009
Недонасыщенный характер залежей
1.0
y = 1.0000x -0.4950
R2 = 1.0000
Кв, %
• Точность определения
насыщенности по ГИС
подтверждается результатами
межлабораторного
сравнительного контроля
(Лаборатория петрофизики
ФГУП «ВНИГНИ»)
y = 1.0222x -0.5026
R2 = 0.9710
• Вывод: интерпретация
каротажей корректна
Новая зависимость
Ур-е_ВНИИГНИ
0.1
0.1
1.0
10.0
Рн
100.0
3

4.

Недонасыщенный характер залежей
• Проверка гипотеза о недонасыщенном
характере коллектора: капиллярногравитационная модель (J-функция
Леверетта)
J
Pc K /
cos
Pc ( в н) 9.8 h
( в н) * 9.8 * h * K *10 15 /
Кв
0.0675 * * cos
1
3.3998
• Вывод: при амплитуде залежи 53 м
нефтенасыщенность не превышает 0,53
(что соответствует максимальным
значениям насыщенности по ГИС)
Образцы с проницаемостью менее 12*10^-3 мкм^2
70Все образцы
60
53 м
Высота над уровнем свободной воды, м
Томскнипинефть
2009
50
40
30
20
10
0,51
0,47
0
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
Водонасыщенность, д.е.
4
1,0

5.

Томскнипинефть
2009
Корректировка программы
лабораторных исследований
• Традиционный дизайн первоначальной программы исследований:
модель пласта с нефтенасыщенностью, соответствующей
значению по косвенному методу
Номер образца
Открытая
пористость,
%
Проницаемость,
*10-3 мкм2
Начальная
водонасыщенность,
д.е.
Начальная
нефтенасыщенность,
д.е.
Остаточная
нефтенасыщенность,
д.е.
Коэффициент
вытеснения нефти
водой, д.е.
1
3185-07//
16,2
47,6
0,362
0,638
0,260
0,593
2
3188-07//
16,0
42,8
0,339
0,661
0,240
0,637
3
510-08//
16,7
33,6
0,376
0,624
0,246
0,606
4
520-08//
16,2
24,7
0,402
0,598
0,250
0,581
5
3191-07//
14,7
17,9
0,407
0,593
0,240
0,595
6
3183-07//
16,2
14,7
0,422
0,578
0,294
0,492
7
3175-07//
16,7
6,5
0,550
0,450
0,204
0,547
8
3174-07//
16,7
4,3
0,594
0,406
0,202
0,503
9
3178-07//
15,7
4,0
0,581
0,419
0,233
0,444
10
3177-07//
15,3
3,4
0,590
0,410
0,220
0,462
16,0
19,9
0,462
0,538
0,239
0,546
Среднее
• Вывод: традиционный дизайн программы
лабораторных исследований некорректен для
недонасыщенного коллектора (Кн.н=0,32)
5

6.

Томскнипинефть
2009
Корректировка программы
лабораторных исследований
• Проведение серии тестов (Квыт) № 2 с насыщенностью,
соответствующей установленной по ГИС (Кн.н=0,3-0,4)
Номер образца
Открытая
пористость, %
Проницаемо
сть, *10-3
мкм2
Начальная
водонасыщенност
ь, д.е.
Начальная
нефтенасыщенност
ь, д.е.
Остаточная
нефтенасыщенност
ь, д.е.
Коэффициент
вытеснения нефти
водой, д.е.
16,0
19,9
0,462
0,538
0,239
0,546
Серия тестов № 1
Среднее
Серия тестов № 2
7
3175-07//
16,7
6,5
0,604
0,396
0,218
0,449
8
3174-07//
16,7
4,3
0,656
0,344
0,214
0,377
9
3178-07//
15,7
4,0
0,700
0,300
0,202
0,327
10
3177-07//
15,3
3,4
0,655
0,345
0,215
0,377
16,1
4,6
0,654
0,346
0,212
0,383
Среднее
• Вывод: применение адаптированной программы
лабораторных исследований позволило уточнить
значения коэффициента вытеснения (Квыт=0,383)
6

7.

Уточнение структуры коллектора
• Профильная пермеметрия позволила установить
наличие субдециметровых прослоев с повышенной
проницаемость (до 100 мД по газу)
18
75,0
толщины пропластков с К=1-10 мД
1650,0
Количество
Количество наблюдений,
наблюдений, шт. шт.
Томскнипинефть
2009
толщины пропластков с К>10 мД
14
25,0
12
10
8
7,5
5,0
6
4 2,5
2
0
-10
0-1
0
1-3
10
3-5
205-7
307-9
409-11
50
60 45-47
Толщина
прослоев, см керна по газу, мД
Проницаемость
образцов
• Доля прослоев с проницаемостью более
10 мД по газу в разрезе пласта Ю13 (скв.
№ 14) менее 5 %
7
70

8.

Томскнипинефть
2009
Уточнение структуры коллектора
Показатель гидрофильности М, д.е.
1,00
Метод Амотта-Тульбовича
0,90
0,80
0,70
R2 = 0,8391
0,60
• низкопроницаемые образцы
преимущественно гидрофильны,
высокопроницаемые –
преимущественно гидрофобны
0,50
0,40
0,30
0,20
0,10
0,00
1,0
10,0
100,0
Проницаемость по газу, мД
Значения параметра
гидрофильности М, д.е.
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
-
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
• Установлена взаимосвязь между
проницаемостью и степенью
гидрофильности:
Характеристика
смачиваемости коллектора
Гидрофобный
Преимущественно гидрофобный
Промежуточная смачиваемость
Преимущественно гидрофильный
Гидрофильный
• гидрофобность высокопроницаемых
прослоев обусловлена более
высокой начальной
нефтенасыщенностью
• Вывод
• нефть содержится, главным
образом, в более проницаемых
прослоях, составляющих менее 5 %
общей толщины коллектора
8

9.

Томскнипинефть
2009
Приложение к разработке
• При запуске скважин приток флюида
обеспечивается главным образом
высокопроницаемыми прослоями,
которые фильтруют, главным образом,
нефть
• Низкопроницаемая часть коллектора
обеспечивает незначительный приток
воды
• В дальнейшем скважинная продукция
прогрессивно обводняется за счет
начала преимущественной фильтрации
воды из высокопроницаемых прослоев
• Обводнение продукции скважин месторождения:
первый год разработки – 17 %, второй год – 36 %
9

10.

Приложение к разработке
Томскнипинефть
2009
Объемный расход 0,05 мл/мин
60,0
Проницаемость, мД
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
0,0
0
10 000
20 000
30 000
40 000
50 000
60 000
Время, сек
• Изменение проницаемости образцов керна Зап.Салымского месторождения во времени (раствор
KCl с минерализацией 50 г/л)
10