Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну



Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну
Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну

 


Владельцы патента RU 2472136:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки. Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну характеризуется тем, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и зоны предельного нефтенасыщения ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы. Затем изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти и определяют пористость и проницаемость каждого образца. Далее производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой. Затем методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи. По данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности. По полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты hпл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи. Затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра. Далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон. По критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(Kп), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК. Техническим результатом является обеспечение достоверного определения нефтенасыщенности переходной зоны (ПЗ) залежи и предельно нефтенасыщенной зоны (ЗПН) залежи. 3 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки.

Известен способ определения нефтенасыщенности пород (Патент РФ №2360233), включающий изготовление образца из керна нефтеводонасыщенной породы, насыщение образца моделью пластовой воды, моделирование в образце остаточной воды, донасыщение нефтью, измерение в пластовых условиях интенсивности рентгеновского излучения сухого образца, полностью водонасыщенного, с остаточной водой, а также водонефтенасыщенного. При этом нефтенасыщенность согласно известному способу рассчитывается по соответствующей формуле с учетом измеренных рентгеновских излучений образца, используемых флюидов и количества остаточной воды.

Недостатками указанного известного способа являются: техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, обязательное наличие рентгенопрозрачного кернодержателя, наличие систем вакуумирования и пластовых условий, использование йодооктановых индикаторов, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого рентгеносканирования образца, возможность исследования только однородного образца, использование в расчетной формуле средних сигналов рентгеносканирования образца, определение нефтенасыщенности только для предельно нефтенасыщенной части залежи, т.к. не моделируется переменная водонасыщенность образца.

Также известен способ определения нефтенасыщенности пород (ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»). Он включает подготовку рабочих жидкостей и образца, экстракцию, высушивание, моделирование пластовых условий. По результатам фильтрации нефти нефтенасыщенность Кн образца определяют по формуле: Кн=1-Ков, где Ков - остаточная водонасыщенность.

Однако указанный известный способ трудоемкий, дорогостоящий из-за сложного лабораторного оборудования, не позволяет проводить определения серийно, а главное, достоверно оценить нефтенасыщенность переходной зоны ПЗ залежи, поскольку в образце моделируется только остаточная вода, через которую нефтенасыщенность рассчитывается лишь для предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в обеспечении достоверного определения нефтенасыщенности переходной ПЗ и предельно нефтенасыщенной ЗПН зон залежи.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения нефтенасыщенности залежи по керну, заключающимся в том, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и предельно нефтенасыщенной зоны ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы; изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти; определяют пористость и проницаемость каждого образца; производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой; методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи; по данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности Квк=f(Kв); по полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты hпл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи; при этом высоты уровней любой водонасыщенности над ЗВ залежи определяют по формуле:

высота уровня над ЗВ:

где:

hпл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Рк над ЗВ, м;

2.74=10*σпл.н-в*Cosθпл.н-в/Соsθлаб.в-глаб.в-г;

σпл.н-в = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;

σлаб.в-г = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;

Cosθпл.н-в и Cosθлаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;

- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;

dв.пл. - плотность воды в пластовых условиях, г/см3;

dн.пл. - плотность нефти в пластовых условиях, г/см3;

а высоту уровня любой водонасыщенности над ВНК определяют по формуле:

высота уровня над ВНК: , где:

hпл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;

- капиллярное давление на линии ВНК, атм;

затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра Стpов=f(Cтp),

где: Стр=(Кпргп)0.5 и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов,

Кп - пористость в %,

Кпрг - проницаемость в мД;

в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м; для каждого из выделенных уровней в ПЗ, имеющих промежуточные значения водонасыщенности Кв между максимальной на ВНК и остаточной в ЗПН, по совокупности всех образцов строят индивидуальные зависимости Кв также от комплексного структурного параметра Cтрв=f(Стp); далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон, соответственно fзпн(Kп) и fпз(Kп); указанные дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраивают в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно Fзпн(Kп) и Fпз(Kп); по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99; с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(Kп), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК; для ЗПН залежи нефтенасыщенность определяют на основании зависимости остаточной водонасыщенности Kов от комплексного структурного параметра Cтров=f(Cтр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи - f(Kп) по формуле:

для ЗПН: ,

где:

- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;

n - количество классов ранжирования Стр согласно обобщенного распределения пористости;

Kовi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения Стр согласно зависимости Ков=f(Cтр) для ЗПН;

fi - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра Стр согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(Kп) всей залежи;

i - конкретные значения Kов или Стр;

нефтенасыщенность на высоте каждого выделенного уровня в пределах ПЗ залежи над линией ВНК определяют по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - Кв=f(Cтр) и встречаемости fi параметра Стр согласно обобщенного распределения пористости f(Kп);

для одного уровня ПЗ: ,

где: - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;

Kвi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении Стр согласно зависимости Кв=f(Cтр) этого уровня;

а нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывают как среднее всех выделенных в ней уровней:

для всей ПЗ

где: - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;

m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.

Новизна предлагаемого способа определения нефтенасыщенности залежи по керну состоит в следующем:

1. Нефтенасыщенность всей залежи определяют с учетом неодинаковой флюидонасыщенности различных ее зон: ПЗ и ЗПН и подобия у них коллекторских свойств.

2. Отдельно для ПЗ и ЗПН залежи строят соответствующие интегральные распределения пористости Fпз(Kп) и Fзпн(Kп) и устанавливают их подобие по критерию Колмогорова-Смирнова (Чини Р.Ф. Статистические методы в геологии. / Изд. Мир, 1986. - 186 с.).

3. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН строят единое дифференциальное распределение пористости f(Kп) для нефтенасыщенной части залежи в целом.

4. Единое распределение пористости f(Kп) принимают в качестве генерального, достоверно отражающего встречаемость коллекторских свойств залежи в целом и на отдельных ее уровнях.

5. Нефтенасыщенность ЗПН определяют по общей для нее зависимости - Ков=f(Cтр), поскольку в ЗПН остаточная водонасыщенность Ков является постоянной.

6. Средняя нефтенасыщенность ЗПН рассчитывается по данным водонасыщенности каждого класса параметра Стр согласно зависимости Ков=f(Cтр), и взвешивания этих значений по встречаемости Стр согласно распределения пористости f(Kп) для залежи в целом.

7. Нефтенасыщенность ПЗ определяют для каждого выделенного уровня над ВНК отдельно по индивидуальным зависимостям промежуточных значений водонасыщенности этих уровней Kв.i от комплексного структурного параметра

Стрв.i=f(Cтр) и взвешивания значений Kвi по встречаемости Стр согласно распределения пористости f(Kп) залежи в целом.

8. Среднюю нефтенасыщенность ПЗ определяют как среднюю значений нефтенасыщенности каждого из выделенных уровней.

На достижение технического результата оказывают влияние следующие новые операции:

- методом капилляриметрии моделируют водонасыщенность в образцах, аналогичную изменению водонасыщенности в ПЗ и в ЗПН залежи над ЗВ и над ВНК;

- капилляриметрические исследования проводят на образцах всего диапазона коллекторских свойств залежи и получают представительные зависимости остаточной водонасыщенности Ков и промежуточной водонасыщенности Кв от комплексного структурного параметра Стр для различных уровней над ВНК;

- для ЗПН залежи строят единую зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра Стров=f(Cтр), аргумент которой Стр=(Кпргп)0.5 отражает фильтрационно-емкостные свойства пород и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов;

- для ПЗ залежи строят серию зависимостей промежуточных значений водонасыщенности Кв от комплексного структурного параметра Стр для всех выделяемых уровней над ВНК;

- устанавливают особенности встречаемости коллекторских свойств в залежи в целом и в отдельных ее зонах в виде дифференциальных f(Kп) и интегральных F(Kп) распределений пористости;

- по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ПЗ и ЗПН залежи и на основании этого строят общее для всей залежи дифференциальное распределение пористости f(Kп);

- значения водонасыщенности, определенные по единой для ЗПН зависимости и по различным зависимостям уровней ПЗ, взвешивают по встречаемости каждого класса структурного параметра Стр согласно распределения f(Kп);

- в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м, которых вполне достаточно для надежной характеристики изменения водонасыщенности по высоте этой зоны.

Таким образом, благодаря совокупности операций предлагаемого способа обеспечивается надежная оценка нефтенасыщенности залежи в целом и отдельных ее зон: ПЗ и ЗПН. Это позволяет повысить достоверность модели нефтенасыщенности залежи, дифференцированно оценить запасы различных ее зон, прогнозировать оптимальные результаты опробования и рекомендовать наиболее оптимальный вариант разработки.

Реализация предлагаемого способа иллюстрируется следующим примером:

- из керна ПЗ и ЗПН залежи, характеризующихся различной нефтенасыщенностью, были изготовлены стандартные цилиндрические образцы и проэкстрагированы от нефти;

- у каждого образца определена пористость и проницаемость на приборе «АР-608» (США, «Коротест»);

- далее под вакуумом произведено 100%-ное насыщение всех образцов моделью пластовой воды и определение ее количества по результатам взвешивания до и после насыщения;

- методом капилляриметрии при давлениях дренирования Рдр 0.03, 0.1, 0.4, 1.6, 2.5, 4, 5 атм из образцов произведено вытеснение воды и смоделировано изменение водонасыщенности по высоте залежи над ЗВ и над ВНК, а именно в пределах ПЗ от 100%-ной на уровне ЗВ и от максимальной на линии ВНК до минимальной остаточной в ЗПН;

- по данным капилляриметрии каждого образца построены кривые изменения капиллярного давления Рк от водонасыщенности Кв;

- по этим кривым определены высоты hпл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над водонефтяным контактом ВНК залежи, по следующим формулам:

высота уровня над ЗВ

высота уровня над ВНК , где:

hпл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Рк над ЗВ, м;

hпл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;

2.74=10*σпл.н-в*Cosθпл.н-в/Cosθлаб.в-глаб.в-г;

σпл.н-в = 20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;

σлаб.в-г = 73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;

Cosθпл.н-в и Cosθлаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;

- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;

- капиллярное давление воды на линии ВНК, атм;

dв.пл. - плотность воды в пластовых условиях, г/см3;

dн.пл. - плотность нефти в пластовых условиях, г/см3;

- затем для ЗПН по данным каждого из образцов построена единая зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра Стр, равного (Кпргп)0.5, где (Кпрг - проницаемость, Кп - пористость);

- в пределах ПЗ над ВНК через 2 м выделены уровни различной водонасыщенности, которые надежно отражают изменение водонасыщенности этой зоны по высоте;

- затем для высоты каждого выделенного уровня водонасыщенности ПЗ по совокупности всех образцов построены отдельные зависимости промежуточных водонасыщенностей Кв, изменяющихся от максимальной на уровне ВНК до остаточной в ЗПН, от вышеуказанного параметра Стр;

- по образцам ЗПН и ПЗ залежи построены отдельно дифференциальные распределения пористости, соответственно fзпн(Kп) и fпз(Kп);

- дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраиваются в интегральные распределения пористости этих же зон, соответственно Fзпн(Kп) и Fпз(Kп);

- далее, используя критерий Колмогорова-Смирнова, оценено подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99;

- с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН для залежи в целом построено обобщенное распределение пористости f(Kп), которое принимается в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК;

- для ЗПН залежи нефтенасыщенность определена на основании зависимости остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра

Стров=f*(Cтр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи f(Kп) по формуле:

для ЗПН

где:

- средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;

n - количество классов ранжирования Cтр согласно обобщенного распределения пористости;

Kовi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения Стр согласно зависимости Ков=f(Cтр) для ЗПН;

fi - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра Cтp согласно обобщенного дифференциального распределения пористости f(Kп) всей залежи;

i - конкретные значения Ков или Стр;

- для ПЗ нефтенасыщенность определена на высоте каждого выделенного уровня над линией ВНК по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - Кв=f(Cтр) и встречаемости fi комплексного структурного параметра Стр согласно обобщенного распределения пористости f(Kп) по формуле:

для одного уровня ПЗ:

где: - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;

Kвi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении Стр согласно зависимости Кв=f(Cтр) этого уровня;

- нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывается как среднее всех выделенных в ней уровней:

для всей ПЗ:

где: - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;

m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.

Заявленный способ определения нефтенасыщенности залежи по керну апробирован на 100 реальных образцах нескольких скважин массивной карбонатной залежи одного из месторождений Пермского региона. Проведенные исследования иллюстрируются рисунками и таблицами.

На рис.1 представлены дифференциальные fзпн(Kп) и интегральные Fзпн(Kп) распределения пористости по образцам трех месторождений для ЗПН залежей; на рис.2 - аналогичные распределения для ПЗ залежей; на рис.3 - аналогичные обобщенные распределения совместно для ЗПН и ПЗ залежей; на рис.4 - варианты охарактеризованности образцами ПЗ залежи одного из месторождений, где кривая 2 соответствует средней ее части на уровне примерно 7 м над ВНК, кривая 3 - верхней части ПЗ на уровне примерно 10.5 м над ВНК, кривая 4 - нижней части ПЗ на уровне примерно 3.1 м над ВНК.

В таблице 1 приведены уравнения зависимости остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра Стр для ЗПН залежи и серия уравнений зависимости промежуточных значений водонасыщенности Кв от комплексного структурного параметра Стр для нескольких уровней над ВНК для ПЗ залежи; в таблице 2 показана охарактеризованность образцами различных уровней над ВНК в ПЗ залежи для конкретных скважин на примере одного месторождения.

Анализ распределения пористости отдельно в ЗПН и ПЗ залежей трех месторождений (рис.1 и рис.2) и приуроченности исследованных образцов в разрезе отдельных скважин одного из месторождений (таблица 2) свидетельствуют о высокой неоднородности охарактеризованности различных частей залежи, особенно в случае одного месторождения. Это обуславливает необходимость использования для оценки нефтенасыщенности всей выборки образцов залежи в целом.

Сравнение нефтенасыщенности и запасов на примере одного месторождения, рассчитанных раздельно для ЗПН и ПЗ, а также в случае охарактеризованности образцами преимущественно какой-либо части ПЗ: средней, верхней или нижней, представлено в таблице 3.

Нефтенасыщенность Kн1 определена только по конкретным образцам каждой из зон залежи.

Значения нефтенасыщенности Кн2, Кн3, Кн4 рассчитаны с учетом встречаемости, согласно обобщенного распределения пористости всей залежи. Причем Кн2 соответствует образцам преимущественно из средней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 2), Кн3 - образцам преимущественно из верхней части ПЗ (рис.4, кривая 3), а Кн4 - образцам преимущественно из нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4).

В том случае, когда образцы приурочены преимущественно к средней части ПЗ, нефтенасыщенность ЗПН Кн2 больше Kн1 на +1.2% (78.4% против 77.2%) и меньше на 2% (62% против 64%) в ПЗ залежи. Но даже при таком небольшом отличии в нефтенасыщенности запасы в ЗПН, объем которой составляет только 11.2% от залежи в целом (таблица 3, первый столбец), увеличиваются на 46.1 тыс.м3 (+1,6%), а в ПЗ уменьшаются на 607.6 тыс.м3 (-3.1%). Следовательно, при использовании предлагаемого способа наблюдается явное качественное улучшение в достоверности распределении запасов.

Когда образцы приурочены к верхней части ПЗ залежи (рис.4, кривая 3) значение Кн3 в ЗПН остается неизменным, то есть больше значения Кн1 также на 46.1 тыс.м3 или на +1.6%, а в ПЗ нефтенасыщенность увеличивается на +7.5%, что приводит к увеличению ее запасов на 2278 тыс.м3 (+11.7%), а по залежи в целом - на 2324,4 тыс.м3 (+10.4%).

Приуроченность образцов к нижней части ПЗ (рис.4, кривая 4) увеличивает нефтенасыщенность ЗПН также на 46.1 тыс.м3 или на +1.6%, а в ПЗ - уменьшает на -9.8% (Кн4=54.2%, против Кн1=64.0%), что приводит к уменьшению запасов ПЗ с 19441.1 до 16464.3 тыс.м3, т.е. на 2977 тыс.м3 (-15.3%), а по залежи в целом - на 2930.9 тыс.м3 (-13.1%).

Проведенные исследования показывают, что в случае подобия коллекторских свойств ЗПН и ПЗ залежи нефтенасыщенность каждой из зон следует определять по выборке образцов всей залежи. Особенно сильно неравномерность охарактеризованности образцами различных зон залежи сказывается на нефтенасыщенности ПЗ. Приуроченность керна к верхней части ПЗ существенно завышает нефтенасыщенность и запасы, а приуроченность керна к нижней части ПЗ - занижает и то, и другое.

Предлагаемый же способ позволяет повысить достоверность нефтенасыщенности залежи, особенно в ее ПЗ, поскольку водонасыщенность при всех значениях комплексного структурного параметра Стр каждого уровня ПЗ взвешивается на встречаемость, которая установлена по обобщенному распределению пористости всей залежи, отражающей особенности коллекторских свойств залежи в целом и отдельных ее уровней более достоверно.

Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну, характеризующийся тем, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и зоны предельного нефтенасыщения ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы; изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти; определяют пористость и проницаемость каждого образца; производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой; методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи; по данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности Kвк=f(Kв); по полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты hпл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи; при этом высоты уровней любой водонасыщенности над ЗВ залежи определяют по формуле:
высота уровня над ЗВ:
где hпл.зв - высота уровня водонасыщенности над ЗВ, соответствующая конкретной величине Рк над ЗВ, м;
2,74=10·σпл.н-в·Cosθпл.н-в/Соsθлаб.в-г·σлаб.в-г;
σпл.н-в=20 дин/см - поверхностное натяжение на границе нефть-вода в пластовых условиях;
σлаб.в-г=73 дин/см - поверхностное натяжение на границе вода-газ в атмосферных условиях;
Cosθпл.н-в и Соsθлаб.в-г - углы смачивания на границе соответственно нефть-вода в пластовых условиях и вода-газ в атмосферных условиях, принятые равными 1;
- капиллярное давление воды для любой высоты уровня над ЗВ, атм;
dв.пл - плотность воды в пластовых условиях, г/см3;
dн.пл - плотность нефти в пластовых условиях, г/см3;
а высоту уровня любой водонасыщенности над ВНК определяют по формуле:
высота уровня над ВНК:
где hпл.внк - высота уровня водонасыщенности над ВНК, м;
- капиллярное давление на линии ВНК, атм;
затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра
Стров=f(Cтр),
где Стр=(Кпргп)0,5 и эквивалентен среднему радиусу поровых каналов,
Кп - пористость, %;
Кпрг - проницаемость, мД,
в пределах ПЗ над ВНК выделяют уровни водонасыщенности через 2 м, для каждого из выделенных уровней в ПЗ, имеющих промежуточные значения водонасыщенности Кв между максимальной на ВНК и остаточной в ЗПН, по совокупности всех образцов строят индивидуальные зависимости Кв также от комплексного структурного параметра Стрв=f(Стр); далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон соответственно fзпн(Kп) и fпз(Kп); указанные дифференциальные распределения пористости каждой зоны перестраивают в интегральные распределения пористости этих же зон соответственно Fзпн(Kп) и Fпз(Kп); по критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0,99; с учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(Kп), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК; для ЗПН залежи нефтенасыщенность определяют на основании зависимости остаточной водонасыщенности Kов от комплексного структурного параметра Стр-Kов=f(Cтр) и вероятностей обобщенного распределения пористости всей залежи - f(Kп) по формуле:
для ЗПН:
где - средняя нефтенасыщенность всей ЗПН, %;
n - количество классов ранжирования Стр согласно обобщенному распределению пористости;
Kовi - остаточная водонасыщенность для конкретного значения Стр согласно зависимости Kов=f(Cтр) для ЗПН;
fi - встречаемость пород конкретного класса структурного параметра Стр согласно обобщенному дифференциальному распределению пористости f(Kп) всей залежи;
i - конкретные значения Kов или Стр,
нефтенасыщенность на высоте каждого выделенного уровня в пределах ПЗ залежи над линией ВНК определяют по соответствующим зависимостям водонасыщенности этих уровней от коллекторских свойств - Kв=f(Cтр) и встречаемости fi параметра Стр согласно обобщенному распределению пористости f(Kп);
для одного уровня ПЗ:
где - средняя нефтенасыщенность конкретного уровня ПЗ, %;
Kвi - промежуточная водонасыщенность какого-либо уровня ПЗ при конкретном значении Стр согласно зависимости Kв=f(Cтр) этого уровня;
а нефтенасыщенность всей ПЗ рассчитывают как среднее всех выделенных в ней уровней:
для всей ПЗ
где - средняя нефтенасыщенность всей ПЗ, %;
m - количество выделенных уровней в пределах ПЗ.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к теоретической теплотехнике и может быть использовано для определения коэффициента диффузии жидкости в материалах, имеющих капиллярно-пористую структуру.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. .
Изобретение относится к области исследований параметров грунтов, а конкретней к способам определения коэффициента фильтрации плывунного грунта. .

Изобретение относится к способу измерения газопроницаемости тары вообще, такой, как бутылки, пакеты различных форм или также мембран и иных уплотнительных элементов, таких, как крышки.

Изобретение относится к устройству и способу определения проницаемости газа через стенки тары, в основном тары для промышленной продукции, например тары из полимерной пленки для пищевых, химических, фармацевтических, электронных продуктов и т.п.

Изобретение относится к области физико-химического применения, а именно к способам и устройствам для определения десорбционной ветви изотерм адсорбции кислорода при изменениях температуры от 20 до 500°С динамическим методом тепловой десорбции.

Изобретение относится к области исследования защитных свойств пакетов фильтрующих материалов средств индивидуальной защиты кожи (СИЗК) на основе активированных углеродсодержащих сорбентов (АУС) в динамических условиях.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли, а именно к повышению достоверности определения относительных фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения нефти рабочим агентом.

Изобретение относится к исследованию свойств и характеристик образцов горных пород и может быть использовано для определения фазовой проницаемости при фильтрации двух несмешивающихся жидкостей через пористые среды.

Изобретение относится к области офтальмологии и направлено на обеспечение возможности исследования рабочих характеристик офтальмологических линз в условиях окружающей глаз среды, что обеспечивается за счет того, что устройство для исследования офтальмологической линзы содержит вставную форму и охватывающую форму, где указанная вставная форма содержит выпуклую поверхность для исследования, наружную вставную поверхность, вставной опорный ориентирующий выступ, проходящий от периметра выпуклой поверхности для исследования, и отверстие, проходящее от наружной вставной поверхности к выпуклой поверхности для исследования.

Изобретение относится к неразрушающим методам контроля, в частности к области газовой дефектоскопии, может применяться при контроле сплошности покрытий с низкой водородопроницаемостью, наносимых на поверхность крупногабаритных металлических изделий сложной конфигурации

Изобретение относится к технологиям нефтедобычи, а именно к способам гидродинамического моделирования залежей и проектирования на их основе разработки месторождений

Изобретение относится к области исследования образцов мерзлых пород и может быть использовано для изучения пространственного распределения и концентрации ледяных и/или газогидратных включений в поровом пространстве образцов, определения размера включений, открытой или закрытой пористости и т.п

Изобретение относится к области исследования строительных материалов и контрольно-измерительной технике, и может быть использовано для определения пористости керамических и силикатных материалов

Изобретение относится к области исследования образцов неконсолидированных пористых сред и может быть использовано для изучения открытой или закрытой пористости, распределения пор по размерам, удельной поверхности, пространственного распределения и концентрации ледяных и/или газогидратных включений в поровом пространстве образцов, определения размера включений и т.д

Изобретение относится к контролю качества бетонов, растворов и цементного камня

Изобретение относится к петрофизическим методам определения свойств пород и может быть использовано в нефтяной геологии для определения смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа

Изобретение относится к области исследования структуры порового пространства горных пород и предназначено для определения латеральной анизотропии фильтрационных свойств терригенного коллектора по результатам исследования его керна

Изобретение может быть использовано при разработке месторождений углеводородов. Устройство для оценки динамики процесса прямоточной капиллярной пропитки образцов пород относится к области петрофизических исследований. Устройство предназначено для определения динамики изменения веса образца породы в процессе капиллярной прямоточной пропитки и расчета на основе полученных данных некоторых петрофизических параметров, в частности количества защемленного газа. В устройстве реализовано автоматическое сохранение уровня контактирующей с образцом жидкости без жесткой или упругой связи с буферной емкостью, подпитывающей водой образцовую камеру. Это позволяет проводить, практически без погрешности, постоянное взвешивание образцовой камеры с образцом, который в процессе впитывания воды за счет капиллярного насыщения постоянно увеличивает свой вес. Данные изменения веса во времени, зафиксированные электронными весами, обрабатываются с помощью компьютера. Техническим результатом является повышение точности оценки динамики насыщения породы за счет гидродинамической связи образцовой камеры и буферной емкости. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к измерительной технике и может быть использовано при исследовании процессов массопереноса и для определения коэффициентов влагопроводности ортотропных капиллярно-пористых материалов в бумажной, легкой, строительной и других отраслях промышленности. Способ определения коэффициента влагопроводности листовых ортотропных капиллярно-пористых материалов включает создание в исследуемом образце равномерного начального влагосодержания, импульсное соприкосновение исследуемого образца с источником влаги, измерение изменения во времени сигнала гальванического преобразователя, определение времени достижения максимума на кривой изменения ЭДС гальванического преобразователя и расчет коэффициента влагопроводности. При этом импульсное увлажнение исследуемого изделия осуществляют по прямой линии движущимся источником влаги постоянной производительности в заданном направлении ортотропного материала, выполняют электроды гальванического преобразователя в виде прямолинейных отрезков и располагают их с обеих сторон линии импульсного увлажнения на прямых, параллельных линии импульсного увлажнения, расположенных на одинаковом заданном расстоянии от нее. Затем рассчитывают искомый коэффициент по формуле: D = x 0 2 / ( 2 τ max ) , где τmax - время достижения максимума на кривой изменения ЭДС гальванического преобразователя; х0 - расстояние между линией импульсного увлажнения и расстоянием до линий расположения электродов гальванического преобразователя. Техническим результатом изобретения является повышение точности контроля и обеспечение возможности определения коэффициентов влагопроводности в различных направлениях ортотропного листового материала.
Наверх