Способ изучения нефтегазоводоносных пород Советский патент 1977 года по МПК G01V9/00 

мещают другим растворителем с заданными свойствами (например, растворами НС1 или и пр.), после чего восстанавливают начальное флюидоиасыщение пластов и по характеру изменения во времени промысленогеофизических характеристик на всех этапах смены флюидонасыщения пластов судят об исследуемых свойствах пород.

Таким образом, способ основан на определении характера изменения насыщения околоскважинного пространства на различных этапах смешивающегося вытеснения пластовых флюидов (нефть, газ, вода) специальным агентом-растворителем и последующего замещения этого агента другим раствором. Сиособ рассчитан на изучение пластов, имеющих непосредственную гидродинамическую связь со стволом скзажины.

Согласно теоретическим и экспериментальным исследованиям, при смешивающемся вытеснении, т. е. когда вытесняемый и вытесняющий агенты взаиморастворимы, характер фильтрации близок к порщневому, а полнота замещения насыщающего поровое пространство флюида при прокачке 3-10 объемов (взависимости от свойств среды) достигает 1,0. При двухфазной фильтрации, как отмечалось выше, из-за влияния поверхностного натяжения на границе фаз полного вытеснения не происходит.

В качестве растворителя, позволяющего в режиме смещивающейся фильтрации вытеснить одновременно из порогового пространства остаточную воду, нефть и газ, MOJKHO использовать, например, метанол. Метанол, в свою очередь, быть замещен в том же режиме водным раствором солей, соляной кислотой и т. д.

Последовательность оиераций по предлагаемому способу следующая.

Iэтап. Скважину продувают и осваивают для очистки призабойной зоны от фильтрата и частиц глинистого раствора и восстановления истинного (начального) флюидонасыщения пластов и герметизируют для восстановления пластового давления. Когда давление восстанавливается, проводят каротаж методами, чувствительными к объемной влажности

и свойствам насыщающих флюидов, например нейтронный каротаж.

IIэтап. В призабойную зону закачивают флюид, обеспечивающий смещивающееся вытеснение с пластовой водой, нефтью и газом, например метанол. Закачку ведут при давлении, большем, чем давление при вскрытии пластов бурением, но меньшим давления гидроразрыва. В процессе закачки периодически проводят каротаж. Интервал времени устанавливают таким образом, чтобы через прискважинную часть пласта (ПЧП), соответствующую глубинности используемого метода каротажа, прощел один поровый объем. Закачка проводится до стабилизации показаний каротажа, соответствующих условиям полного (100%) замещения пластовых флюидов растворителем. Обычно для этого требуется пе более пяти поровых объемов ПЧП.

Результаты каротажа, выполненного, на этом этапе, дают возможность произвести оценку объемной газонасыщенности на основе сопоставления измерений, выполненных на первом этапе, и замеров, проведенных в условиях полного замещения пластовых флюидов растворителем.

lli этап. В пласт производят закачку какого-либо флюида (например, воды). В процессе закачки, после задавливания каждого порового объема ПЧП, проводят каротаж методами, чувствительными к свойствам закачиваемого флюида. Закачку флюидов и измерения проводят до стабилизации показателей, соответствующих условиям полного замещения растворителя в ПЧП закачиваемым флюидом. Согласно экспериментальным данным, для этого требуется не более трех поровых объемов ПЧП. По данным проведенного каротажа производят оценку открытий пористости; это дает возможность определить величину коэффициента газонасыщенности и объемное содержание кристаллизационной воды (т. е. глинистость или содержание гипсов). Зависимость коэффициента вытеснения растворителя закачиваемым флюидом от продолжительности закачки позволяет продифференцировать исследуемые породы по порометрической характеристике: выявить долю порового пространства, имеющего различную степень связи с фильтрующимся потоком. По данным при асимптотических значениях и предыдущим исследованиям на I и П этапах рассчитывают объемную нефтенасыщенность.

IV этап. Исследуемый пласт осваивают, в процессе выхода пластов на режим по продуктивности проводят периодически каротаж до получения показаний, соответствующих начальным, т. е. до закачки в пласт растворителя. Иа этом этапе изменение насыщенности в ПЧП подчиняется закономерностям двухфазной фильтрации. Соответственно по данным каротажа производят определение критической водонасыщенности.

Предлагаемый способ обеспечивает возможность производить послойно оценку объемной нефтегазонасыщенности и открытой пористости пород, в том числе и для пластов с трехфазным насыщением, не требуя для рещения задачи дополнительной информации. Оценка насыщения пластов производится по данным повторного каротажа в условиях, когда происходит изменение характера насыщения пласта, а все другие факторы остаются неизменными. Это значительно повыщает точность оценки параметров пластов. Способ позволяет проводить изучение порометрической характеристики пластов при реальной термодинамической обстановке в пласте.

Формула изобретения

Способ изучения нефтегазоводоносных пород путем проведения многократных промыслово5геофизических исследований методами, чувствительиыми к изменению флюидонасыщения иород, в процессе воздействия на пласты флюидами с известными свойствами, отличаюиаийся тем, что, с целью повышения5 точности оценки фильтрационно-емкостных свойств пластов, в них закачивают растворитель, например метанол, со свойствами ив объемах, обеспечивающих полное смешиваюш,ееся вытеснение в зоне исследования, кото-10 рый затем полностью замещают другим растворителем с заданными свойствами, например растворами НС1, CaClo, после чего восста6навливают начальное флюидонасыщение пластов и но характеру изменения во времени нромыслово-геофизических характеристик на всех этаиах смены флюндонасыщения пластов оценивают исследуемые свойства пород, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе: 1. Авт. св. СССР N° 182629, кл. G 01V 9/00, 1966. 2. Авт. св. СССР ЛЬ 347429, кл. G 01V 9/00, 1972. 3. Авт. св. СССР Кя 382991, кл. G 01V 9/00, 1973.