Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений. Задачей изобретения является повышение надежности и объективности воспроизведения ОФП путем обеспечения возможности распространения полученных для конкретной скважины ОФП на другие участки пласта. Способ включает несколько циклов ГДИС на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций. Определяют представительную опорную выборку скважин. В каждой из скважин проводят ГДИС, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти kн_отн и воде kв_отн, начальную водонасыщенность Kв_нач. Сопоставляют значения kн_отн, kв_отн и Kв_нач, определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности. Рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку. А в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции φв. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ определения относительных фазовых проницаемостей пласта, включающий несколько циклов гидродинамических исследований на ранней стадии разработки в нефтяных скважинах при принудительном создании в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций с различной текущей нефтенасыщенностью, определяемой расчетным путем, отличающийся тем, что выделяют блоки пласта, с различной литолого-фациальной характеристикой, после чего в пределах каждого блока находят обобщенные относительные фазовые проницаемости в начальный период эксплуатации в следующей последовательности: определяют представительную опорную выборку скважин исходя из критерия отсутствия интервалов заколонных перетоков, негерметичностей обсадной колонны, интервалов подтягивания пластовой воды, а также прорывов нагнетаемых вод, далее в каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по нефти kн_отн и воде kв_отн, а по результатам геофизических исследований в открытом стволе оценивают начальную водонасыщенность Kв_нач, после чего выполняют сопоставление значений kн_отн, kв_отн и Kв_нач, по результатам которого определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от водонасыщенности, на основе которых рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют обобщенные относительные фазовые проницаемости по каждому блоку в период эксплуатации, характеризуемый изменением средней обводненности продукции по скважинам не менее 30% по сравнению с первоначальной, в следующей последовательности: по каждой из скважин опорной выборки проводят гидродинамические исследования, на основе которых проводят оценку текущих фазовых проницаемостей по воде kв_отн и по нефти kн_отн, одновременно с ГДИС определяют текущие обводненности продукции φв, после чего проводят сопоставление значений kн_отн, kв_отн и φв, по результатам которого определяют зависимости изменения фазовых проницаемостей от обводненности продукции, на основе которых рассчитывают соответствующие обобщенные кривые фазовых проницаемостей по блоку.

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений.Наиболее важными критериями при построении и настройке гидродинамической модели пласта являются экспериментальные кривые относительной фазовой проницаемости (ОФП), обычно получаемые путем стендовых лабораторных исследований на керне (см., например, изобретение по патенту РФ №2097740, 27.11.1997) или определяемые по аналогии с другими схожими месторождениями.Несмотря на то что способ определения ОФП на кернах является прямым методом исследований, однако он характеризуется микроуровнем оценки параметров пласта и позволяет исследовать лишь ничтожную часть от реального объема нефтяного резервуара.Более перспективным является способ, основанный на гидродинамических испытаниях нефтяных необводненных скважин, при которых оценивают интегральные свойства пласта в межскважинном пространстве, что соответствует оценке ОФП на макроуровне.Такой способ, в частности, описан в работе: Закиров С.Н., Индрупский И.М., др. Новый подход к исследованиям скважин и пластов. Нефтяное хозяйство, 2002, №6, с.113-115.В соответствии с описанным способом предложено проводить несколько циклов гидродинамических исследований скважин (ГДИС) на ранней стадии разработки путем принудительного создания в пласте разнонаправленных двухфазных фильтраций при различной текущей нефтенасыщенности.Исследования по этому способу проводят в следующей последовательности: сначала осуществляют долговременный режим стабильного отбора нефтью, после этого скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой восстановления давления (КВД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта kно при фильтрации чистой нефти, при насыщении остаточной водой Kн=Kво), затем производят массированную закачку воды в пласт, после чего скважину останавливают и проводят цикл ГДИС по технологии регистрации кривой падения давления (КПД) (это исследование позволяет определить проницаемость пласта kво при фильтрации воды, при насыщении остаточной нефтью Kн=Kно), далее производят долговременную отработку пласта, при которой постепенно, по мере очистки пласта, растет доля нефти в продукции.В процессе отработки осуществляют несколько остановок скважины и регистрацию циклов КВД. Каждой остановке соответствуют свои значения фазовых проницаемостей по воде kв и по нефти kн, соответствующие конкретной нефтенасыщенности на этот момент.Данная серия исследований позволяет определить фазовые проницаемости, соответствующие конкретной текущей насыщенности, то есть получают значения фазовой проницаемости для всех характерных точек ОФП: краевых, соответствующих остаточной водонасыщенности Kво и остаточной нефтенасыщенности Kно, и промежуточных, когда нефтенасыщенность находится в диапазоне Kно