СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В СКВАЖИНАХ1Изобретение относится к геолого-^ разведочнв?м работам на нефть и газ и может быть использовано при обосновании емкостных параметров в практике -подсчёта запасбв нефти и газа.При подсчете запасов газа объемным методом основными емкостными параметрами породы-коллектора являются коэффициенты открытой пористости П10 и газонасьаценности К р. В формулу для подсчета запасов эти коэффициенты входят как произведение mj,- Кр, которое представляет собой эффективную пористость П1эФ'Известны способы определения коэффициента эффективной пористости, в которых величину эффективной пористости по данным лабораторных исследований керна находят какЭф,Г1-(к'Ов+ к'ОН)].где т,.' - коэффициент открытой пористости ; Kg. - коэффициент остаточнойводонасыщенности; Крц - коэффициент остаточнойнефтенасыщенности,а определение т^^ сводится к нахож- -дению то , KQ^ и Кан(К(зв + KQH),которые представляют собой долю пор, занятых остаточными водой и нефтью, неизвлекаемыми при разработке,Ки Кнаходят косвеннымиf "•pa " "^ОН иал^млА 1^^-^^пили прямыми методами flJ .Методы хорошо разработаны, достаточно просты и экспрессны, ноIQ применимость их ограничена, особен- но в случае гидрофобного коллектора или для залежей, формирование которых не закончено. Косвенные методы определения KQ,^ например на приборе УИПК, колориметрический и другие, кроме того, сложны, трудоемки, требуют сложной аппаратуры. Способ нахождения т^ф на основе прямых определений Кц^ и Кд, заключается в дистилляции и- экстракции в аппаратах .типа Закса и СокслеТа изучаемых образцов коллекторов,тщательно загерметизированных тотчас же после извлечения керна иэ колонковой трубы при подъеме бурового инструмен-^^ та,и последующем определении гяд. При этом оценка Коа проводится на образцах, отобранных при бурении скважин на безводном (например, известково- битумном - ИБР, на нефтяной основе - РНО и др.) растворе, оценка же возмож-152030 Советский патент 1981 года по МПК E21B47/00 

Описание патента на изобретение SU825879A1

на при бурении на обычном водном растворе.

К-,., рассчитывают по формуле fft

««.

где V „ - объем остаточной воды; V объем пор образца после ° дистилляции, экстрагирования и сушки. - рассчитывают по формуле 0

0

VOH

он

ПОР

де Vo - объем остаточной нефти.; 15

Объем остаточной нефти находят о разности массы образца до и после кстрагирования (с учетом выделивейся воды).

Определение , m проводят 20 на экстрагированных образцах различными методами, например, жидкостенасыщения, газоволюметрическим и др. 121 Определение коэффициента эффективной пористости реализуется косвенно по содержанию остаточных флюидов

(Kpg и KQJ ) .

Однако в величину содержания остаточной нефти вносятся все потери в массе образца, которые происходят за счет нефти, действительно 30 занимающей часть порового объема,так иза счет разложения некоторых минералов , плохой р аботы холодильников при дистилляции и др. Кроме того, для определения К необходимо точ- 35 ное знание плотности остаточной нефти, В расчетах применяют значения плотности нефти, полученные для газовой залежи по нефтяной оторочке. Очевидно, что свойства остаточной нефти, дО в том числе и плотность, существенно отличаются от свойств нефти в нефтяной оторочке. Все это существенно снижает точность определения KQB и особенно Кдц, что, в свою очередь, снижает и точность определения коэффициента эффективной пористости.

Целью изобретения является повышение точности определения коэффициента эффективной пористости газона- . сыщеиных пород-коллекторов и упроще- 50 ние способа.

Указанная цель достигается тем, что после разгерметизации донасыщают рабочим флюидом поры образца, затем определяют объем вышедшего флюида в эти поры, и по соотношению последнего к объему образца судят о коэффициенте эффективной пористости.

Сразу после извлечения керна из колонковой трубы образцы герметизируют с целью сохранения начальной насыщенности флюидами. В лаборатории образец разгерметизируют, донасыщают рабочим флюидом, например, га зоволюметрическим методом, методом жидкостенасыщения и т.п., затем определяют объем внедрившегося флюи toa {эффективный поровый объем

), после чего, определив

эа

внешний объем образца ( ) , находят коэффициент эффективной пористости

Упор. Эф

эф

V

&н

Таким образом, в предлагаемом способе определение коэффициента эффективной пористости реализуется путем непосредственного определения последнего, что Исключает необходимость определения содержания остаточных флюидов.

.Пример. Образец, отобранный при бурении на нефильтрующемся растворе, в лаборатории сразу после разгерметизации взвешивают (т 352,16 г) , донасыщают моделью остаточной воды, затем определяют гидростатическую массу донасыщенного образца (т 222,48 г, при взвешивании в модели остаточной воды) и массу образца в воздухе (т 362,48 г).

Находят коэффициент эффективной пористости

1,32

0,0737

140,0

Геологическая эффективность определяемого способа, заключается в повышении надежности обоснования коэффициента эффективной пористости газонасыщенных пород-коллекторов при подсчете запасов газа. Экономическая эффективность способа заключается в сокращении времени и количества измерений при определении коэффициента эффективной пористости. Кроме того, применение этого способа высвобождает большое число приборов и аппаратов.

Формула изобретения

Способ определения коэффициента эффективной пористости газонасыщенных пород-коллекторов в скважинах, бурящихся на нефильтрующихся растворах, включающий отбор керна из породы-коллектора, его герметизацию с последующей разгерметизацией, нахождением объема образца и насыщенным рабочим флюидом открытых пор образца керна, отличающийс я тем, что, с целью -повышения точности определения коэффициента эффективной пористости газонасыщенных .пород-коллекторов и упрощения способа, после разгерметизации донаСЕлщают рабочим флюидом поры образца.

затем определяют объем вошедшего флюида в эти поры, и по соотношению последнего к объему образца судят о коэффициенте эффективной пористости.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Оркин К.Г. и др. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1955, с. 156.

2.Амикс Дж., Басе Д. и др. Физика нефтяного пласта. М., Гостоптехиздат, 1962, с. 91-96.

Похожие патенты SU825879A1

Реферат патента 1981 года СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ЭФФЕКТИВНОЙ ПОРИСТОСТИ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ В СКВАЖИНАХ1Изобретение относится к геолого-^ разведочнв?м работам на нефть и газ и может быть использовано при обосновании емкостных параметров в практике -подсчёта запасбв нефти и газа.При подсчете запасов газа объемным методом основными емкостными параметрами породы-коллектора являются коэффициенты открытой пористости П10 и газонасьаценности К р. В формулу для подсчета запасов эти коэффициенты входят как произведение mj,- Кр, которое представляет собой эффективную пористость П1эФ'Известны способы определения коэффициента эффективной пористости, в которых величину эффективной пористости по данным лабораторных исследований керна находят какЭф,Г1-(к'Ов+ к'ОН)].где т,.' - коэффициент открытой пористости ; Kg. - коэффициент остаточнойводонасыщенности; Крц - коэффициент остаточнойнефтенасыщенности,а определение т^^ сводится к нахож- -дению то , KQ^ и Кан(К(зв + KQH),которые представляют собой долю пор, занятых остаточными водой и нефтью, неизвлекаемыми при разработке,Ки Кнаходят косвеннымиf "•pa " "^ОН иал^млА 1^^-^^пили прямыми методами flJ .Методы хорошо разработаны, достаточно просты и экспрессны, ноIQ применимость их ограничена, особен- но в случае гидрофобного коллектора или для залежей, формирование которых не закончено. Косвенные методы определения KQ,^ например на приборе УИПК, колориметрический и другие, кроме того, сложны, трудоемки, требуют сложной аппаратуры. Способ нахождения т^ф на основе прямых определений Кц^ и Кд, заключается в дистилляции и- экстракции в аппаратах .типа Закса и СокслеТа изучаемых образцов коллекторов,тщательно загерметизированных тотчас же после извлечения керна иэ колонковой трубы при подъеме бурового инструмен-^^ та,и последующем определении гяд. При этом оценка Коа проводится на образцах, отобранных при бурении скважин на безводном (например, известково- битумном - ИБР, на нефтяной основе - РНО и др.) растворе, оценка же возмож-152030

Формула изобретения SU 825 879 A1