Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторождений
(19)RU(11)1153619(13)C(51) МПК 5 E21B47/00, G01N15/08Статус: по данным на 17.01.2013 - прекратил действиеПошлина: учтена за 3 год с 03.04.1995 по 02.04.1996
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Изобретение относится к геологоразведочным работам на газ и может быть использовано при обосновании коэффициента газонасыщенности для подсчета запасов газоконденсатных месторождений. Поровое пространство газоконденсатных месторождений содержит три флюида - свободный газ, остаточную (связанную) воду и остаточную нефть. При подобном трехфазном насыщении коэффициент газонасыщенности Кгопределяется по балансу остаточных флюидов как Кг = 1 - (Ков + Кон), где Ков и Кон - соответственно коэффициенты остаточной водо- и нефтенасыщенности. Отсюда для определения Кг должны быть независимым образом найдены коэффициенты Ков и Кон. Коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяется обычно методами, предусматривающими исследование керна, отобранного из скважин, пробуренных на водной основе [1] . В результате применения этих методов образцы разгерметизируются, взвешиваются (Р1) и помещаются в экстракционно-дистилляционный аппарат (аппарат Закса), в котором реализуется экстрагирование образцов и перегонка воды. В результате после окончания опыта получают и объем отогнанной воды Vв и вес образца после экстрагирования, перегонки воды и сушки Р2. Тогда коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяется из соотношения Kон= 
, где 
в и н - плотность воды и нефти соответственно; Vп - объем пор образца, определяемый методом жидкостенасыщения, газоволюметрии или любым другим. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту к описываемому способу является способ [2] определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности, заключающийся в том, что коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяют по изменению объема пор образца в результате экстрагирования по формуле Kон= 
, где V' п - объем пор до экстрагирования;
Vп - объем пор после экстрагирования. Основным недостатком известных способов является то, что при определении Кон газоконденсатных месторождений эта величина может быть искусственно завышена за счет выпадения некоторой доли конденсата в поровом пространстве керна в процессе подъема последнего на поверхность и снижения давления, т. к. остаточная нефть, содержание которой получено по потере веса образца в результате экстракции, представлена в основном конденсатом, выпавшим в поровом пространстве образцов керна. Учет в таком случае Кон приведет к искусственному занижению Кг, так как в пластовых условиях выпавший в поровом пространстве образцов керна конденсат находится в газовой фазе. Этот недостаток существенным образом влияет на правильность оценки коэффициента остаточной нефтенасыщенности и снижает точность его определения. Целью изобретения является повышение точности определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности. Указанная цель достигается тем, что в способе определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности пород-коллекторов газоконденсатных месторожденй, включающем отбор и подъем образцов пород на поверхность, определение объема пор до и после экстракции, объема остаточной нефти и коэффициента остаточной нефтенасыщенности, образец породы после экстракции высушивают и насыщают пластовой газоконденсатной смесью, моделируют процесс выпадения конденсата в образце при объеме его на поверхность и определяют объем выпавшего конденсата в образце, а коэффициент остаточной нефтенасыщенности определяют по объему остаточной нефти с учетом конденсата. Способ может быть реализован следующим образом. Измерения производят на образцах, отобранных при бурении на глинистом растворе и герметизированных после подъема керна на поверхность. В лаборатории после определения объема остаточной нефти V'н известным способом [2] образец высушивают, взвешивают (Р1) и помещают в бомбу высокого давления. В бомбу нагнетают при пластовых давлении и температуре пластовую газоконденсатную смесь, после чего снижают давление и температуру со скоростью, соответствующей их изменению при подъеме керна на поверхность. В заключении измеряют вес образца после опыта Р2 и по изменению веса определяют количество конденсата, выпавшего в поровом пространстве керна,
Vк= 
. Тогда истинный объем остаточной нефти в пласте составит
Vн = V'н - Vк и коэффициент остаточной нефтенасыщенности
Kон= 
. П р и м е р. В образце с объемом пор Vп = 15 cм3 объем нефти, измеренный обычным способом, составляет V' н = 3,0 см3, вес сухого образца составляет Р1 = 150 г, а после насыщения пластовой газоконденсатной смесью и снижения давления и температуры со скоростью, соответствующей их изменению при подъеме керна на поверхность, Р2 = 151 г, т. е. Р = 1,0 г. Тогда объем выпавшего в пустотном пространстве керна конденсата при нефти = 0,8 г/см3 составит V = 1,0/0,8 = 1,25 см3, истинный объем остаточной нефти Vн = 3,0 - 1,25 = 1,75 см3 и коэффициент остаточной нефтенасыщенности Кон = 1,75/15 = 0,117 = 11,7% . Технико-экономическая эффективность описываемого способа заключается в повышении надежности оценки запасов газа и конденсата.
Формула изобретения
MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 03.04.1996
Номер и год публикации бюллетеня: 6-2002
Извещение опубликовано: 27.02.2002
