Способ определения остаточной нефтенасыщенности Советский патент 1986 года по МПК E21B47/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промьшшенности и может быть использовано для определения коэффициента остаточного нефтенасыщения обводненных пластов, Цель изобретения - повышение точности определения коэффициента остаточного нефтенасыщения за счет обеспечения равномерности охвата пласта вытеснением и регулирования соотношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому в процессе .вытеснения. На чертеже изображено устройство для осуществления предложенного способа. Сущность способа заключается в следующем. Известно, что при вытеснении неф ти фильтратом промывочной жидкости в прискважинной части пласта образу ется полностью,промытая зона с теку щим остаточным нефтенасыщением. Эта .остаточная нефтенасыщенность образовалась при отношении капиллярного перепада давлений к гидродинамическому, Соответствующему условиям вск тия пластов бурением. Для приведени остаточной нефтепасьщенности к усло виям ее образования в обводняюищхся пластах используется связь () , где А и / - коэффициенты, постоянные для исследуемого разреза. Параметр П характеризует отношения капиллярного и гидродинамического перепадов давления в условиях образ вания остаточной нефтио Вытеснение нефти фильтратом глинистого раствора в процессе вскрытия пластов бурением сопровождается различными ухудшениями фильтрационных свойств в прискважинной области из-за закупорки части пор коллектора твердыми частицами бурового раст вора. Это приводит к существенному снижению охвата исследуемых пластов процессом вытеснения. В результате в некоторой части пластов процесс вытеснения или не реализуется совсем, или реализуется неполностью, что уменьщает точность и достоверность оценки остаточного нефтенасыщения по значениям текущего остаточ ного нефтенасьш1ения полностью промы той зоны. Для восстановления фильтрационных свойств прискважинной части рекомендуется использовать способ мгновенной знакопеременной депрессии на пласт. После восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны существующее остаточное нефтенасыщение в промытой зоне пласта разрушилось под влиянием знакопеременного гидродинамического перепада давлений. Для получения остаточного нефтенасыщения вызывают приток нефти в скважину. После этого осуществляется процесс вытеснения в режиме разработки пласта. Условия вытеснения, соответствующие заданному режиму разработки, выбирают исходя из требования отраслевого стандарта. При этом значения параметра П для пластов с известными фильтрационно-емкостными свойствами являются фиксированной величиной П Пе., Зная поверхностно-молекулярные свойства системы нефть - вытесняющий агент и мощность пласта, определяют расход закачиваемой жидкости из соотношения I JlGcosQ Гкmh Г -n;jt; Процесс вытеснения проводят до образования зоны проникновения размером (RJ ) не менее 1 ,5-2 м. Время вытеснения (t) определяют исходя из соотношения , - I-J.-L (,)-h(Rjj, --fc ) . t. ..... .. Для проведения работ по оценке остаточной нефтенасыщенности используется следующая технология. Перед началом работ по определению коэффициента остаточной нефтенасьщенности с помощьнз геофизических методов выделяют продуктивные пласты. После этого в скважину . спускают следующую компоновку лифта (показано на чертеже). Устанавливают заглуржу 1 на конец хвостовика с целью предотвращения проявления нижележащего пласта после проведения закачки в него минерализованной воды. Гидравлические паке.ра 2 и 3 устанавливают над предполагаемым пропластком и под ним.Между пакерами устанавливают трубуфильтр 4 напротив исследуемого пропластка. Над верхним пакером устанавливают корпус вставного струйного аппарата 5 с перекрывающей выходные каналы подпружиненной втулкой 6, насосно-компрессорные трубы - до устья 7. На поверхности устанавливают насосный агрегат (например, типа ЦА320М). Путем подачи . рабочего агента (жидкости) в затрубное пространство производят герметизацию исследуемого пропластка при помощи пакетон 2 и 3. Жидкость.до пакера 3 подают по специальной трубке 8 и поддерживают созданным и затрубье давлением. Во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб спускают вставнойСтруйный насос 9, который открывает выкидные отверстия 10 в корпусе 5. После посадки вставного струйного насоса в корпус подключают нагнетательную линию насосного агрегата к внутренней полости насос но-компрессорных труб и подводят рабочую жидкость при расчетном давлении к рабочему соплу струйного ап парата, за счет создания депрессии на исследуемый пропласток 11 произв дят очистку приствольной зоны, приоткрывая задвижку затрубного пространства. По определенным значениям m и L определяют количество и расход жидкости для закачки расчетной порции в пласт. После закачки в пла рассчитанного объема жидкости произ водят стравливание давления в затру бье, разгерметизацию исследуемого пропластка 11 и приподнимают компоновку лифта на вьшележащий пропласток 12. Операцию по закачке жидкости в исследуемый пропласток 12 проводят в той же последовательности. После закачки жидкости во все про пластки исследуемого горизонта производят подъем компоновки лифта на поверхность. Для реализации способа используют серийное оборудование: гидравлический пакер, трубки (бурильные или НКТ), вставной струйный аппарат. После проведения работ по повторной закачке минерализованной жидкости производят подъем компоновки лифта и повторные геофизические исследования. Способ осуществляют следующим образом. По данным промыслово-геофизических исследований выделяют пласты-коллекторы и определяют их эффективную мощность и фильтрационно-емкостные свойства. Затем опускают против нижнего продуктивного пласта специальное устройство и изолируют пласт от скважины с помощью гидравлических пакеров. С помощью указанного специального устройства проводят замену бурового раствора против нижнего пласта на воду. Далее проводят восстановление фильтрационных CBofidTB прискважинной области путем создания ряда знакопеременных депрессий с помощью вьшеописанного устройства. Кроме того, проводят закачку вытесняющего агента в пласт в режиме вытеснения, идентично режиму разработки, и распакеровку. Устанавливают устройство против вышележащего пласта и проводят операции 3-5, В итоге устройство поднимают на поверхность и проводят геофизические исследования. По данным геофизических исследований определяют коэффициент остаточного нефтенасыщения.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, включающий вытеснение нефти агентом, измерения коэффициента текущей нефтенасьщенности промытой зоны, расхода вытесняющего агента, мощности пласта и определение отношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому, отличающийс я тем, что, с целью повьшения точности определения коэффициента остаточного нефтенасыщения за счет, обеспечения равномерности охвата пласта вытеснением и регулирования соотношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому в процессе вытеснения, перед операцией вытеснения пласт изолируют на отдельные участки, последовательно на изолированных участках создают ряд циклических депрессий, после чего осуществляют вызов притока в i скважину, при этом вытеснение проводят при отношении капиллярного пере(Л пада давлений к гидродинамическому, С соответствующему принятому режиму разработки, причем значение коэффициента остаточной нефтенасьпценности принимают равным коэффициенту текущей нефтенасьпценности промытой зоны, установившемуся в результате вытеснения.