Способ определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещинно-поровых коллекторов нефти Советский патент 1983 года по МПК G01N7/00 E21B49/00 

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ МАТРИЦЫ ТРЕЩИННО-ПОРОГОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ

Изобретение относится к изучению физических свойств матрицы трещиннопоровых коллекторов нефти и может быть использовано для оценки извлекаемых запасов месторождений нефти, связанных с коллекторами такого типа И проектирования их разработки. Известен способ определения коэффициента нефтевытеснения применяемый для всех типов коллекторов, заключаю щийся в отборе образца кера с естест венным насыщением из скважины по нефтеносной части разреза, определении остаточной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения 1J. Существенный способ позволяет определять коэффициент нефтевытеснения jjf- за счет режима растдоренного газа, который проявляется в процессе подъема керна из скважины на дневную поверхность. При этом процессе проис ходит снижение давления в порах поро ды, выделение растворенного газа в своболную фазу, удаление свободного газа из породы с вытеснением некоторого объема нефти. Эффективность режима растворенного газа зависит от к личества растворенного газа в нефти, изических свойств нефти .и породы. асчет производят по формуле ft р,-FS;- де SB - коэффициент остаточной водонасыщенности образца керна;SH - коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца керна при режиме растворенного газа; Ь - объемный коэффициент нефти (определяется для каждой нефтяной залежи по результатам анализов глубинных проб нефти и представляет отношение объема пластовой нефти к объему получаемой из нее дегазированной нефти) . , Однако для матрицы трещинно-пороых коллекторов нефти существ5по1ций пособ определения коэффициента неф евытеснения дает результаты низкой остоверности, поскольку вытеснение ефти из матрицы таких коллекторов озможно не только за счет режима астворенного газа, но и при противоточной копиллярной гфопитке матрицы водой. Целью изобретения является повышение достоверности определения коэ фициента нефтевытеснения за счет уч та влияния процесса противоточной капиллярной пропитки. Поставленная цель достигается те что согласно способу определения коэффициента нефтевытеснения, включающему отбор образца керна с естес венным насыщением из скважины нефте носной части разреза, определение остаточной водонасыщенности и нефте насыщенности с последующим определе нием коэффициента нефтевытеснения, перед определением остаточНой нефте насыщенности часть образца керна погружают в модель пластовой воды и выдерживают в ней при температуре, равной пластовой. Способ осуществляется следующими действиями в порядке изложения. Отбирают керн с естественным насыщением из скважины по нефтеносной части разреза, используя для эт го безводный буровой раствор на неф тяной основе, и хранят отобранный керн в данном растворе или в нефти до начала следующего действия, выби рают однородный образец керна, деля его на две части объемом 10-20 см каждая и приступают к последующим действиям одновременно по двум частя Образца, для первой части образца определяют коэффициент остаточной водонасыщенности экстракционно-дистилляционным способом, для второй ч ти образца погружают его в стакан с моделью пластовой воды и выдерживают в сушильном шкафу при температуре, равной пластовой (но не выше, чем при 80°С ) до завершения противоточной капиллярной пропитки, в результате которой происходит впитывание образцом воды и вытеснение на него нефти. Продолжительность проти воточной капиллярной пропитки определяют для каждого образца индивидуально или устанавливают для конкре ных пород на опытной партии образцов по стабилизации их веса и объема в процессе выдерживания в воде путем периодических взвешиваний образцов в воздухе и в воде через 8-16 ч. Модель пластовой воды и температура при которой производится опыт, должны выбираться конкретно для каждой нефтяной залежи. Модель пластовой воды должна быть близкой по химическому составу к пластовой воде, подстилающей нефтяную залежь, и лучше всего для лабораторных опытов исполь зовать пластовую воду, получаемую пр испытании законтурных скважин. При отсутствии в лаборатории достаточног количества пластовой воды готовят модель ее, представляющую водный раствор Na С1 . Содержание Na С1 в модели пластовой воды должно соответствовать содержанию NaCI в пластовой, воде, подстилающей нефтяную залежь (определяется по результатам химического анализа пластовой воды, получаемой при испытании законтурных скважин) . Пластовая температура определяется по результатам геометрических исследований скважин, определяют коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца после проявления режима растворенного газа и процесса противоточной капиллярной пропитки экст- ракционно-дистилляциейным способом и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения по формуле l-Sg. где SP коэффициент остаточной водонасыщенности образца, керна; коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца керна после проявления режима растворенного газа и процесса противоточной. капиллярной пропитки; b - объемный коэффициент нефти. Предлагаемый способ опробован на трещинно-пороговых коллекторах Окружного месторождения нефти (о.Сахалин). Данные коллекторы представлены гидрофильными трещиноватыми кремнистыми породами, трещинная пористость которых составляет в среднем 0,3%, а трещинная проницаемость - 28 мД. Открытая пористость матрицы пород составляет в среднем 14%. Матрица прак-. тически не проницаемая (абсолютная газопроницаемость менее 0,1 мД, фазовая отсутствует) , но содержит 95% балансовых запасов нефти месторожденияКерн отбирается из скважины на безводном буровом растворе с нефтяной основой и хранится в этом растворе . Содержание .NaCI в модели пластовой воды 24 г/л, образцы выдерживаются в ней при 50-55°С, продолжительность противоточной пропитки в таких условиях не превышает 3 сут. При снижении температуры воды до 20-25°С продолжительность противоточной капиллярной пропитки возрастает в 3-4 раза. Объемный коэффициент нефти определен по результатам исследований глубинных проб нефти Окружного месторождения и составляет 1,899. Для получения сравнительных данных на первой части образца дополнительно определен коэффициент остаточной нефтенасыщенности при режиме растворенного газа.

Коэффициенты нефтензвлечения по известному способу рр и предлагаемому р приведены в таблице.

Использование предлагаемого способа определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещиннопоровых коллекторов нефти обеспечивает, по сравнению с известным способом, более высокую достоверность

Средние коэффициенты нефтевытеснения

Формула изобретения

Способ определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещиннопоровых коллекторов нефти, включающий отбор образца керна с естественHhiM насыщением из скважины неф -ёносной части разреза, определение остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности опопределения, поскольку, предлагаемый способ учитывает все факторы, влияющие на вытеснение нефти из матрицы коллекторов. На примере трещинно-поровых коллекторов нефти Окружного месторождения предлагаемый способ позволил определить значительно более высокие извлекаемые запасы нефти (более чем в три раза), чем по известному способу.

0,14

0,ФЗ

ределения коэффициента нефтевытеснения за счет учета влияния процесса противоточной-капиллярной пропитки, перед определением остаточной нефтенасыщенности часть образца керна

погружают в модель пластовой воды и выдерживают в ней при температуре, равной пластовой.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяныз: и газовых коллекторов. М., Недра. 1977. с. 264-265.