Изобретение относится к исследованию физических свойств горных пород и может применяться для определения проницаемости пласта при различном соотношении нефти и воды в продукций скважин.
Целью изобретения является повышение точности определения для условий обводненных пластов.
Сущность способа заключается в следующем.
В скважине производят замеры пластового, забойного давлений и дебита жидкости, с использованием которых определяют коэффициент продуктивности по жидкости:
(1)
Затем для определения вязкости фильтрующейся жидкости замеряют обводненность продукции, которую приводят к пластовым условиям по формуле
1+
где
n,f O-Hiynb, 1. b.
(2)
Тц , Та
соответственно объемная обводненность в поверхностных и пластвых условиях, дол.ед; удельный вес нефти и воды, г/см ; пересчетный коэффициен за усадку нефти и воды при переводе из пластовых в поверхностные условия, дол.ед.
Для полученной обводненности определяют удельный вес фильтрующейся жидкости .
V -У + /V ) /0 нб ч «в 4ч (3
На фиг.1 представлены графики
kr
зависимости в от f при аппроксимции кривых относительно проницаемостей Лаверетта} на фиг.2 - то же при аппроксимации относительных проницаемостей в виде двух прямых.
Учитывают изменение вязкости фильтрующейся жидкости по графикам
зависимости
В
от f (фиг.la,б).
которые построены для различных относительных проницаемостей и соотношения подвижностей нефти и воды
Лц путем решения трансцен- с р в дентного уравнения
,
.
.(5)рв(3)и
где м 1ц - вязкости нефти и во- I н,) в
ды, сПз,
относительные проницаемости для нефти и воды по лабораторные данным, дол.ед, S - насыщенность, дол.ед. Затем при любых значениях f проницаемость пласта определяют по формуле
15
где
на
Г
:ть пласта, д;
радиус контура питания, м( f j- - радиус скважины, м$ Н - толщина пласта, м С - коэффициент, учитьшающий несовершенство скважины. Для подтверждения отсутствия связи между определениями проницаемости и вязкостью фильтрующейся врдо- нефтяной смеси при использовании предлагаемого способа было проведено определение проницаемости пласта. Исходные данные по скважине: Ь 3 м - толщина пласта,
3,528 ( RK - радиус контура питания, м, hj, - радиус скважины, м),
0,864 г/см - удельный вес нефти
Ьч 0,862 г/см - пересчетный
коэффициент;
3,4 сПз - приведенная вязкость нефти;
Рб 1 сПз - приведенная вязкость
1,006-1,019 г/см - удельный вес воды. При расчетах использовали завик
симость -j§. от f при аппроксимации
относительных проницаемостей в виде двух прямых (фиг.16).
Данные расчетов приведены в табл. 1.
55 Из табл.1 видно, что .несмотря на большое различие значений коэффи- 1щентов продуктивности и обводненности продукции значение проницаемости остается примерно на одном уровне. Погрешность ±5,8% связана прежде всего с неточностью определения дебита жидкости, пластовых и забойных давлений. Неточность вносится и из-за лабораторных определений фазовых проницаемостей, которые отличаются от фактических.
Определение коэффициента проницаемости известным методом устано- , вившихся отборов по тем же значени-i ям коэффициентов продуктивности дает ошибку ±11,0%,причем по мере увеличения обводненности продукции отклонение каждого замера проницаемости от первоначального возрастает. Данные расчетов приведены в табл„2 (для всех случаев 0,864 г/см, х/ 3,4 сПз).
Как видно из табл. 1 и 2, при использовании метода установившихся отборов погрешность составляет 111,0%, а при использовании предлагаемого способа ±5,8%. -Таким обра- зом, относительную погрешность определения проницаемости удается снизить в 2 раза.
Таблица 1
1,78-0,864 6,18 0,633
2,520,19 0,872 5,40 0,708
1221330
Продолжение табл. I
10
15
35
0,t f,0
Составитель М. Тупысев Редактор М. Циткина Техред Л.Олейник Корректор С. Черни
1560/38 Тираж 548 Подписное
ВНИИПИ Государственного комитета СССР
по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5
Филиал ППП Патент, г. Ужгород, ул. Проектная,4
фиг, 2
--/
название | год | авторы | номер документа |
---|---|---|---|
СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ И ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ | 2013 |
|
RU2528343C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 1996 |
|
RU2090745C1 |
СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ | 2014 |
|
RU2558549C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОТЕНЦИАЛЬНОГО ДЕБИТА СКВАЖИНЫ | 2002 |
|
RU2211329C1 |
СПОСОБ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН | 1992 |
|
RU2046932C1 |
Способ обработки прискважинной зоны | 2022 |
|
RU2797160C1 |
СПОСОБ ПОИСКА ПРОБЛЕМНЫХ СКВАЖИН НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ В НИХ СТИМУЛЯЦИИ МЕТОДАМИ ОПЗ ИЛИ ГРП | 2016 |
|
RU2620100C1 |
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ | 1994 |
|
RU2087670C1 |
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ТИПА КАРБОНАТНОГО КОЛЛЕКТОРА ПО ДАННЫМ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИНЫ | 2003 |
|
RU2245442C1 |
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ | 2011 |
|
RU2453689C1 |
Руководство по- применению геолого-геофизических j гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений | |||
Разборный с внутренней печью кипятильник | 1922 |
|
SU9A1 |
М.: ВНИИ, 1982 | |||
Амелин И.Д | |||
и др | |||
Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторояадений | |||
М.: Недра, 1978, с | |||
Веникодробильный станок | 1921 |
|
SU53A1 |
Авторы
Даты
1986-03-30—Публикация
1984-09-11—Подача