Способ определения флюидонасыщенности пласта

 

Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей и .м.б. использовано для определения нефтенасыщенности, конденсатонасыщенности или водонасыщенности 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 реагируюш.ей скважине. .Агент закачивают до мо- .мента повышения давления в реагирующей скважине на заданную величину, принимаеправило, равной .минимальному повьииению 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.матического 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

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК!

su 1 Е -21 В 43,, 00!

I 3Й

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

4:ь

Р

4ь

CFO

СР

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (2 ) 4022505/22-03 (22) 14.02.86 (46) 23.06.88. Бюл. № 23 (71) Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовател ьс ки и институт (72) Б. Т. Баишев, А. К. Курбанов, P. М. Кац, В. В. Исайчев, A. С. Кундин, О. В. Булавина и А. P. Андриасов (53) 622.276 (088.8) (56) Быков Н. E. и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. — М.: Недра, 1981, с. 01 102.

Авторское свидетельство СССР

¹ 453479, s. . Е 21 В 43/00, !969.

Авторское свидетельство СССР № !284293, кл. Е 2! В 43/00, !985. (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФЛЮИДОНАСЫЩЕННОСТИ ПЛАСТА (57) Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей и м.б. использовано для определения нефтенасышенности, конденсатонасыщенности или водонасыщенности нефтегазовой залежи. Цель изобретеÄÄSUÄÄ 1404640 A 1 ния — повышение точности н сокращение времени определения флюидонасыщснности.

Закачивают рабочий агент в нагнетательную скважину исследуемого пласта и наблюдают за изменением давления в реагирующей скважине. Агент закачивают до момента повышения давления в реагирующей скважине на заданную величину, принимаемую,как правило, равной минимальному повышению давления, которое фиксируют в реагирующей скважине. Для данной величины предварительно строят зависимость суммарного обьема закачки агента от начальной определяемой флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации о пласте с помощью математического моделирования на ЗВМ. Затем по фактическому объему закачки и построенной зависимости определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.

Данный способ дает интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта и

M.á. использован в многофазных системах.

2 ил.

1404640

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

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

На фиг. 1 и 2 показаны зависимости объема закачки рабочего агента в нагнеTательную скважину от нефте- и водонасыщенности пласта, cTponlllèåñÿ HB 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- 20 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 влияние на величину закачки рабочего агента в нагнетательную скважину, необходимую для начала изменения давления в реагирующей скважине, оказывает значение насыщенности пласта жидкостями. Поэтому при известной HBcblllleHHocTH пласта одной 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- 40 рующей 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 предваритель- 45 но 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.

Пример. Определяют нефтенасыщен- 55 ность в газовой шапке нефтегазовой залежи со следующими геолого-физическими параметрами:

0,15

0,05

10,0

0,743

l,133 1О

Пористость

Проницаемость, мкм

Давление насыщения, МПа 20,0

Вязкость нефти, сП 3

Вязкость воды, сП 0,5

Вязкость газа, сП 0,03

Объемный коэффициент нефти, 1/МПа

Объемный коэффициент воды, 1/МПа 10,0

Растворимость газа в нефти, м /м 50,0

Удельный вес нефти т/м

Удельный вес воды, т/м 1,0

Удельный вес газа, т/м

Расстояние между нагнетательной и реагирующей скважинами, м 500

Остаточные значения насыщенностей в функциях фазовых проницаемостей 0

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 текущую нефтенасыщенность в газовой шапке варьируют от нуля до единицы с шагом 0,1. Для каждого значения нефтенасыщенности рассчитывают на ЭВМ необходимые величины закачки. Затем по полученным десяти точкам строят график (фиг. 1).

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 проницаемостей приняты равными 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, изображенную на фиг. 2.

Затем производят закачку воды в нагнетательную скважину. В реагирующей сква1404640

3 жине 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 водонасыщенность 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 ЛР = 0,1 МПа). Нижнее значение этого интервала лимитируется порогом чувствительности прибора и необходимостью учета и исключения фоновых помех от работ других скважин. Повышать ЛР 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 опреФормула изобретения

0,2 0.9 0,6 О, В

Иеципенасыщеннасть, доли

Фиг.7

Е

Е (3

12 ь 11

4 10

H.

:„в

Я 6 (1 ц 57

4 деления флюидонасыщенности в многофазных системах (газ — нефть — конденсат — вода).

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 геолого-промысловых данных о пласте, отлинаюи1ийся тем, что, с целью повышения точности и сокращения времени определения 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 суммарного объема закачки ра20 бочего агента от начальной флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации, после чего по фактическому объему закачки определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.

0,2

Фиг,2

Составитель М. Тупысев

Редактор О. Юрковецкая Техред И. Верес Корректор Л. Пилипенко

Заказ 3068/33 Тираж 531 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул. Проектная, 4