Способ определения флюидонасыщенности пласта Советский патент 1988 года по МПК E21B43/00 

4

О

4;

а

о

Изобретение относится к области разработки нефтегазовых залежей и может быть применено для определения нефте-, конден- сато- или водонасыщенности нефтегазовых залежей.

Целью изобретения является повышение 5 точности и сокращение времени определения флюидонасыщенности пласта.

На фиг. 1 и 2 показаны зависимости объема закачки рабочего агента в нагнетательную скважину от нефте- и водона- о сыщенности пласта, строящиеся на основании геолого-промысловой информации в пласте.

При гидродинамическом исследовании пластов методом гидропрослушивания время начала изменения давления в реагирующей скважине обратно пропорционально коэффициенту пьезопроводности пласта. Величина коэффициента пьезопроводности зависит от коэффициентов сжимаемости плас- jn товых флюидов, причем наименьшее значение коэффициента пьезопроводности имеет пласт, полностью заполненный газом. Численные эксперименты на ЭВМ с применением двумерной модели трехфазной фильтрации показывают, что основное влия- 25 ние на величину закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, необходимую для начала изменения давления в реагирующей скважине, оказывает значение на15

Пористость0,15

Проницаемость, ,05

Давление насыщения,

МПа

Вязкость нефти, сП

Вязкость воды, сП

Вязкость газа, сП

Объемный коэффициент

нефти, 1/МПа

Объемный коэффициент

воды, 1/МПа

Растворимость газа

в нефти, м 7м

Удельный вес нефти

т/мУдельный вес воды,

Т/М-

Удельный вес

газа, т/м

Расстояние между нагнетательной и реагирующей

скважинами, м

Остаточные значения

насыщенностей в функциях фазовых проницаемостей

Перечисленные параметры вводят в двумерную программу трехфазной фильтрации «SUTRA и рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды для того, чтобы в реагирующей скважине давление возросло на 0,1 МПа. При этом

20,0 3

0,5 0,03

10,0 10,0 50,0

0,743

1,0 1,133- 10500О

сыщенности пласта жидкостями. Поэтомутекущую нефтенасыщенность в газовой щаппри известной насыщенности пласта одной и - жидкостью {водонасыщенности) можно определить насыщенность пласта другой жидкостью (нефтенасыщенность).

Способ осуществляют следующим образом.

Производят закачку рабочего агента (например, воды) в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давления в реагирующей скважине. Закачку рабочего агента проводят до момента повышения давления в реаги- руюшей скважине на заданную величину. Эту величину принимают, как правило, равной минимальному повышению давления, которое можно с уверенностью зафиксировать в реагирующей скважине. Для данной величины изменения давления предварительно строят зависимость суммарного объема закачки рабочего агента от начальной определяемой флюдонасыщенности пласта на основании геологопромысловой информации о- пласте с помощью математического моделирования на ЭВМ.

После этого по фактическому объему закачки и построенной зависимости определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.

ке варьируют от нуля до единицы с ща- гом 0,1. Для каждого значения нефтена- сыщенности рассчитывают на ЭВМ необходимые величины закачки. Затем по полученным десяти точкам строят график (фиг. I).

35 После проведения расчетов производят закачку (с замером расходов) воды в нагнетательную скважину. Одновременно в реагирующей скважине регистрируют забойное давление. Закачку производят до тех пор, пока давление в реагирующей скважине

не возрастет на 0,1 МПа. При этом закачивают 5700 м воды, после чего закачку воды в нагнетательную скважину прекращают. По кривой на фиг. 1 находят, что закачке в 5,7 тыс. м соответствует неф45 тенасыщенность в газовой шапке 0,2.

Определяют водонасыщенность для газовой залежи с такими же параметрами. В этом примере остаточные значения насыщенностей в функциях фазовых проницаемос- тей приняты равнъши 0,2.

50 Рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды для того, чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи меняется от нуля до единицы с шагом 0,1. Та50 Рассчитывают на ЭВМ минимально необ ходимые величины закачки воды для того чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи меня ется от нуля до единицы с шагом 0,1. Та

Пример. Определяют нефтенасыщен- 55 ким образом получают кривую, изобра ность в газовой шапке нефтегазовой за-женную на фиг. 2.

лежи со следующими геолого-физическими

Затем производят закачку воды в нагне тательную скважину. В реагирующей сква

параметрами:

о

n 5

5

Пористость0,15

Проницаемость, ,05

Давление насыщения,

МПа

Вязкость нефти, сП

Вязкость воды, сП

Вязкость газа, сП

Объемный коэффициент

нефти, 1/МПа

Объемный коэффициент

воды, 1/МПа

Растворимость газа

в нефти, м 7м

Удельный вес нефти

т/мУдельный вес воды,

Т/М-

Удельный вес

газа, т/м

Расстояние между нагнетательной и реагирующей

скважинами, м

Остаточные значения

насыщенностей в функциях фазовых проницаемостей

Перечисленные параметры вводят в двумерную программу трехфазной фильтрации «SUTRA и рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды для того, чтобы в реагирующей скважине давление возросло на 0,1 МПа. При этом

20,0 3

0,5 0,03

10,0 10,0 50,0

0,743

1,0 1,133- 10500О

текущую нефтенасыщенность в газовой щап-

ке варьируют от нуля до единицы с ща- гом 0,1. Для каждого значения нефтена- сыщенности рассчитывают на ЭВМ необходимые величины закачки. Затем по полученным десяти точкам строят график (фиг. I).

После проведения расчетов производят закачку (с замером расходов) воды в нагнетательную скважину. Одновременно в реагирующей скважине регистрируют забойное давление. Закачку производят до тех пор, пока давление в реагирующей скважине

не возрастет на 0,1 МПа. При этом закачивают 5700 м воды, после чего закачку воды в нагнетательную скважину прекращают. По кривой на фиг. 1 находят, что закачке в 5,7 тыс. м соответствует нефтенасыщенность в газовой шапке 0,2.

Определяют водонасыщенность для газовой залежи с такими же параметрами. В этом примере остаточные значения насыщенностей в функциях фазовых проницаемос- тей приняты равнъши 0,2.

Рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки воды для того, чтобы в .реагирующей скважине давление возросло -на 0,1 МПа. При этом значение водонасыщенности в газовой залежи меняется от нуля до единицы с шагом 0,1. Таким образом получают кривую, изобра женную на фиг. 2.

Затем производят закачку воды в нагнетательную скважину. В реагирующей скважине регистрируют давление. После того, как закачали 6 тыс. м воды, давление в реагирующей скважине возрастает на 0,1 МПа. По графику (фиг. 2) находят, что закачке в 6 тыс. м соответствует водона- сыщенность в газовой залежи 0,3.

Величина, на которую повышается давление в реагирующей скважине, находится в интервале от долей атмосферы до 1,0 МПа и заранее задается в расчетах (в приведенных случаях ДР 0,1 МПа). Нижнее значение этого интервала лимитируется порогом чувствительности прибора и необходимостью учета и исключения фоновых помех от работ других скважин. Повышать ДР более 1,0 МПа также не рекомендуется в связи с необходимостью закачки в этом случае в пласт слишком больших объемов рабочего агента.

Предлагаемый способ позволяет более точно определять флюидонасыщенность за счет вовлечения в процесс фильтрации широких областей пласта, находящихся между нагнетательной и реагирующей скважинами. Способ дает не дискретную, а интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта. Кроме того, он пригоден для определения флюидонасыщенности в многофазных системах (газ-нефть-конденсат-вода).

Формула изобретения

Способ определения флюидонасыщенности пласта, включающий закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, наблюдение за параметрами пластового флюида

0 в реагирующей скважине и обработку результатов замеров с использованием гео.ю- го-промысловых данных о пласте, отличающийся тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени определения

г флюидонасыщенности, в реагирующей скважине регистрируют изменение давления, а закачку рабочего агента проводят до момента, повышения давления в ней на заданную величину, для данной величины строят зависимость сум.марного объема закачки ра0 бочего агента от начальной флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации, после чего по фактическому объему закачки определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.

Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей и .м.б. использовано для определения нефтенасыщенности, кон- денсатонасыщенности или водонасыщеннос- ти нефтегазовой залежи. Цель изобретения - повышение точности и сокращение времени определения флюидонасыщенности. Закачивают рабочий агент в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давления в реаги- руюш.ей скважине. .Агент закачивают до мо- .мента повышения давления в реагирующей скважине на заданную величину, принимае- правило, равной .минимальному по- вьииению давления, которое фиксируют в реагирующей скважине. Для данной величины предварительно строят зависимость су.м- .марного объема закачки агента от начальной определяемой флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой инфор.мации о п.часте с помощью .мате.ма- тического моделирования на 3B. V. Затем но фактическому объему закачки и построенной зависимости определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта. Данный способ дает интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта и м.б. использован в многофазных системах. 2 ил. S (Л

0,2 а

Недзтенасышенность, доли.

Фи&.1

«о

I

- Ш

«У

Q S

§г §

ci с.

I

I

S I