Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИ- ЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЬЩЕННОСТИ, включающий измерение текущей остаточной нефтенасыщенности полностью про мытой зоны, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности, измеряют расход вытесняющего агента, мощность пластаj определяют отношение капил .лярного перепада давлений к гидродинамическому , а значение коэффициента остаточной нефтенасьпценности (К) находят по формуле ,V 2j7r-b/u ) ср ф ост ост -р 1 Ф ост 5®ост «Ч- Г-Чв). где оС En Si о aTicbcosQUKm Ь . j(Tt;K коэффициент текущей оста 1 точной нефтенасыщенности полностью промытой зоны; К - коэффициент начальной н нефтенасыщенности пласта; h - мощность пласта, м; Q К, m - коэффициенты проницаемосS ти и пористости пластаСО CZ коллектора; г - радиус скважины, м;. cosQ косинус краевого угла смачивания; 6 поверхностное натяжение На границе нефть - вытесняющий агент, н/м; динамическая вязкость 00 вытесняющего агента, н с/м; 05 он расход вытесняющего агента из скважины в пласт (); V - линейная скорость вытеснения (м/с); К-,.- остаточная водонасыщенUD ность пласта; символы с индексом ф - фактические значения, с индексом о.ст значения по отраслевому стандарту.

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН! л .Ф

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЙ=.

К АВТОРСКОМ,Ф СВИДЕТЕЛЬСТВУ где

27ibcos8 m и он" 4 (21) 3393189/18-25 (22) 03.02.82 (46) 15.04.84. Бюл. N 14 (72) Н.Н. Михайлов, Е.С. Высоковская и А.А. Назаретова (71) Московский ордена Октябрьской

Революции и ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимической и.газовой промьппленности им. И.М. Губкина (53) 550.84(088.8) (56) 1. Коятхов Ф.Н. Физика нефтяных и газовых коллекторов. N. "Недра", 19?7, с. 39-43.

2. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасьпцения горных пород. М., "Недра", 1975, с. 45-59 (прототип). (54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, включающий измерение текущей остаточной нефтенасыщенности полностью промытой зоны, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения коэффициента остаточной нефтенасьпценности, измеряют расход вытесняющего агента, мощность пласта, определяют отношение капиллярного перепада давлений к гидродинамическому, а значение коэффициента остаточной нефтенасьпценности (К H) находят по формуле

Ы

<оs 8 V 2 Н 3 - Й О

„SU„„1086141 А

К " - коэффициент текущей остаон точной нефтенасыщенности полностью промытой зоны;

К вЂ” коэффициент начальной

Н нефтенасыщенности пласта; — мощность пласта, м;

К, m — коэффициенты проницаемости и пористости пластаколлектора;

r — радиус скважины, м;.

cosQ — косинус краевого угла смачивания;

6 — поверхностное натяжение на границе нефть — вьггес- няющий агент, н/м; 4- — динамическая вязкость вытесняющего агента, н с/м; о- „- расход вьггесняющего агента из скважины в пласт (м /с);

V — линейная скорость вытеснения (м/с);

К вЂ” остаточная водонасьпценов ность пласта; символы с индексом "ф" — фактичес— кие значения, с индексом "о.ст" значения по отраслевому стандарту.

108б141 где

Изобретение относится,.к горному

1 делу, более конкретно к изучению нефтегазоносности пластов, вскрытых буровыми скважинами, с помощью промыслово-геофизических методов.

Известен способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Ко, по данным моделирования заводнения в лабораторных условиях.

Способ состоит из обработки кернов коллектора (экстрагирование, получение длинных составных образцов, создание остаточного водонасьпцения, создание исходной нефтенасьпценности образца), воспроизведения процесса вытеснения нефти из образца водой до поступления на выходе из образца чистой воды и определения объема нефти, оставшейся в образце после его промывки (1).

Недостатками этого способа являются использование в экспериментах кернов со свойствами, измененными в процессе их взятия и транспортировки в лабораторию, непредставительность отбора и выноса керна на поверхность, несоответствие термо-динамических условий вытеснения нефти в лабораторных условиях реальным условиям вытеснения нефти в пласте.

Наиболее близким.по технической сущности и достигаемому результату к изобретению является способ определения остаточной нефтенасьпценности, основанный на изучении вытесненияЗ5 нефти из прискважинной области пластов в их естественном залегании с помощью геофизических методов. Спо. соб включает вытеснение нефти из рискважинной области, определение геофизических параметров промытой прискважинной части пласта и по связи геофизических параметров с нефтенасьнценностью - установление коэффициента иефтенасьпценности промытой прискважинной области. Эта нефтенасьпценность и принимается за значение остаточной нефтенасьпценности 2 ).

Недостатком способа-прототипа является предположение, что полученная таким образом остаточная нефтенасьпценность определяется только коллекторскими свойствами и структурой порового пространства пласта, т.е. не учитывается влияние условий вытеснения на коэффициент остаточной нефтенасьпценности.

Цель изобретения — повышение точности определений коэффициента остаточной нефтенасыщенности.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определеМ ния коэффициента остаточной нефтенасьпценности, включающему измерение текущей остаточной нефтенасыщенности полностью промытой зоны, измеряют расход вытесняющего агента, мощность пласта, определяют отношение капиллярного перепада давлении к гидродинамическому, а значение коэффициента остаточной нефтенасыщенности (К „) находят по формуле со58ф остZJ< с 1 ст

Ы тек ср ф ост с ост ъон тек " (он "ае} 2II6co58 km h он Р-ф

К вЂ” коэффициент текущей остатек» он точной нефтенасьпценности полностью промытой зоны;

Кн — коэффициент начальной нефтенасьпценности пласта;

Ь вЂ” мощность пласта, м;, К, m — коэффициенты проницаемости и пористости пластаколлектора;

rс — радиус скважины, м;

cosQ — косинус краевого угла смачивания;

6 — поверхностное натяжение на границе нефть-вытесняющий агент н/м он — расход вытесняющего агента из скважины в пласт, м /с;

) — динамическая вязкость вытесняющего агента;

Ч - линейная скорость вытеснения, м/с;

Ко — остаточная водонасыщенность пласта, символы с индексом

"ф" — фактические значения, с индексом "ост" — значения но отраслевому стандарту..

Способ заключается в следующем.

При вытеснении нефти из прискважинной области в объеме, непосредственно прилегающем к скважине, через некоторое время устанавливается постоянное нефтенасьпцение, которое считалось зависящим только от свойств для чего по данным комплекса геофизических методов измеряют диаметр зоны проникновения, среднюю водонасьпценность зоны проникновения и определя5 ют время с момента вскрытия до проведения исследований.

Расход вычисляют по формуле

2пгсш(Квзп-Ко )h® ъОК где К и- среднее значение водонасыщения зоны проникновения, определяемое по данным геофизических методов;

К вЂ” остаточная водонасьпценоВ ность пласта;

К д — радиус зоны проникновения; — время после вскрытия плата бурением, По данным лабораторных исследований определяют величины поверхностного натяжения и косинуса краевого угла смачивания системы нефть — вытесняющий агент, а также динамическую вязкость фильтрата.

По данным геофизических исследо- ваний определяют коэффициент текущего нефтенасьпцения промытой прискважинной области.

Определяют отношение капиллярного перепада давления к гидродинамическому, характеризующееся величиной параметра для пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, вычисляют параметр Q., определяют коэффициент остаточного нефтенасыщения по приведенной формуле.

В случае, когда поверхностномолекулярные свойства вытесняющего агента близки к величинам, предусмотреным "ост", определение коэффициента остаточного нефтенасыщения проводится по упрощенной формуле

Способ позволяет определять коэффициент остаточной нефтенасыщенности с ошибкой порядка 8-10Х.

1086141 пласта (пористости проницаемости, глинистости, остаточной водонасыщенности, геометрии порового пространства) .

На основе изучения процесса вытеснения нефти из прискважинной области, установлено,что кроме коллекторских свойств на коэффициент остаточной нефтенасьпценности в прискважинной области существенное влия-10 ние оказывают условия вытеснения: скорость вытеснения, поверхностное натяжение, краевой угол смачивания на границе раздела нефть — вытесняющий агент и вязкость вытесняющего 15

;.агента. Причем влияние условий вытеснения значительно превышает влияние свойств пласта, Для учета влияния условий вытеснения предложен комплексный параметр 20

Я, характеризующий отношение капиллярного перепада давлений к гидродинамическому в прискважинной области.

Анализ связи К „ с параметром Я . 25 показывает, что эта связь носит степенной характер и может быть представлена в виде (1-К )=АЙ, где Аи постоянные коэффициенты и являются постоянными величинами для исследуемого разреза.

Эта связь носит универсальный характер для пластов с гранулярным типом пористости., Параметр А меняется в узких пределах 0,5-3 и с необходимой для практики точностью

его можно принять раным единице.

Способ реализуют следующим образом.

Бурят скважину на промывочной жидкости, содержащей твердую фазу, определяют коэффициенты пористости, нефтенасьпценности и проницаемости пласта по данным глубинных промыслово-геофизических методов, хаРак- 45 теризующих незатронутую проникновением фильтрата промывочной жидкости часть пласта.

Определяют эффективную мощность пластов, в которых отмечено вытес- 50 кение нефти. Определяют расход фильтрата промывочной жидкости в пласт, (Te ) (Voc 2дгсЬ он Н он

0Н

ВНИИПИ Заказ 2207131 Тираж 564 Подписное

Филиал GIIII "Патент", г. Ужгород, ул.Проектная,4