Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности Советский патент 1984 года по МПК E21B47/24 

Изобретение относится,, к горноку .делу, более конкретно к изучению нефтегазоносности пластов, вскрытых буровыми скважинами, с помощью промыслово-геофизических методов. Известен способ определения коэф фициента остаточной нефтенасыщенности (KQ по данным моделирования заводнения в лабораторных условиях Способ состоит из обработки кернов коллектора (экстрагирование, получе ние длинных составных образцов,созд ние 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 fl. Недостатками этого способа являются испотьзование в экспериментах кернов со свойствами, измененными в процессе, их взятия и транспортировки в лабораторию, непред- ставительность 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 нефтендсыщенности, основанный на изучении вытеснен нефти из прискважинной области плас тов в их естественном залегании с помощью геофизических методов. Сп соб вклЕочает вытеснение нефти из прискважинной области, определение геофизических параметров промытой прискважинной части пласта и по связи геофизических параметров с нефтенасыщенностью - установление коэффициента нефтенасыщенности промытой прискважинной области. Эта нефтенасыщенность и принимается за значение остаточной нефтенасыщенности С2 . Недостатком способа-прототипа является предположение, что полученная таким образом остаточная нефтенасыщенность определяется только коллекторскими свойствами и структурой порового пространства пласта, т.е. не учитывается влияние условий вытеснения на коэффициент остаточной нефтенасыщенности ель изобретения - повышение ости определений коэффициента точной нефтенасыщенности. оставленная цель достигается что согласно способу определекоэффициента остаточной нефтещенности, включающему измере- . текущей остаточной нефтенасыости полностью промытой зоны, ряют расход вытесняющего агенмощность пласта, определяют ошение капиллярного перепада давй к гидродинамическому, а значекоэффициента остаточной нефте() находят по форщенностие (V ( 2Ji6cosQ Ь СпЯ коэффициент текущей остаточной нефтенасьпценности полностью зоны; коэффициент начальной нефтенасыщенности пласта; мощность пласта, м; коэффициенты проницаемости и пористости пластаколлектора;радиус скважины, м; косинус краевого угла смачивания;поверхностное натяжение на границе нефть-вытесняющий агент, н/м; расход вытесняющего агента из скважины в пласт, динамическая вязкость вытесняющего агента; линейная скорость вытеснения, м/с; остаточная водонасыщенность пласта, символы с индексом ф - фактические значения, с индексом ост - значения по отраслевому стандарту.пособ заключается в следующем. ри вытеснении нефти из прискваой области в объеме, непосредсто прилегающем к скважине, через торое время устанавливается посное нефтенасыщение, которое счись зависящим только от свойств пласта (пористости проницаемости, глинистости, остаточной водонасьщен ности, геометрии порового пространства) . На основе изучения процесса вытеснения нефти из прискважинной области, установлено,что кроме коллекторских свойств на коэффициент остаточной нефтенасыщенности в прискважинной области существенное вли мне оказывают условия вытеснения: скорость вытеснения, поверхностное натяжение, краевой угол смачивания на границе раздела нефть - вытесняю щий агент и вязкость вытесняющего .агента. Причем влияние условий выте нения значительно превышает влияние свойств пласта. Для учета влияния условий вытесн ния предложен комплексный параметр и , характеризующий отношение капиллярного перепада давл.ений к гидродинамическому в прискважинной области. Анализ связи К с параметром Я показывает, что эта связь носит сте пенной характер и может быть представлена в виде (1-Ь )ASZK где AH ВН постоянные коэффициенты и являются постоянными величинами для исследуемого разреза. Эта связь носит универсальный ха рактер для пластов с гранулярным типомпористости.. Параметр А меняется в узких пределах 0,5-3 и с необходимой для практики точность его можно принять раным единице. Способ реализуют следующим образом. Бурят скважину на промывочной жидкости, содержащей твердую фазу, определяют коэффициенты пористости, нефтенасьщенности и проницаемости пласта по данным глубинных промыслово-г еофизических методов, характеризующих незатронутую проникновением фильтрата промывочной жидкости часть пласта. Определяют эффективную мощность пластов, в которых отмечено вытеснение нефти. Определяют расход филь рата промывочной жидкости в пласт. для чего по данным комплекса геофизических методов измеряют диаметр зоны проникновения, среднюю водонасьпценность зоны проникновения и определяют время с момента вскрытия до проведения исследований. Расход вычисляют по формуле СУ - 2пГст(Казп-Коб)h(R|n -rj) он где среднее значение водонасыщения зоны проникновения, определяемое по данным геофизических методов; остаточная водонасыщенность пласта; радиус зоны проникновения;t - 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 исследований определяют коэффициент текущего нефтенасьщ;ения промытой прискважинной области. Определяют отношение капиллярного перепада давления к гидродинамическому, характеризующееся величиной параметра для пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, вычисляют параметр SI , определяют коэффициент остаточного нефтенасыщения по приведенной формуле. В случае, когда поверхностномолекулярные свойства вытесняющего агента близки к величинам, предусмотреным ост, определение коэффициента остаточного нефтенасьщ;ения проводится по упрощенной формуле К - 1-Ск . V- ncL Г он Чон J Способ позволяет определять коэффициент остаточной нефтенасьщ1енности с ошибкой порядка 8-10%.

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.