Способ определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещинно-поровых коллекторов нефти

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик (»>994961

1 (61) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 190231 (21) 3253187/25-26

Р М К з

G. 0l N 7/00

Е 21 В 49/00 с присоединением заявки М2— (23) Приоритет

Государственный комитет

СССР по делам изобретений и открытий

Опубликовано 070283. Бюллетень М 5

Дата опубликования описания 07.0283 (53) УДК 622.243, . 68 (088.8) (72) Автор изобретения

A.È.Þðo÷êo

Комплексная тематическая экспеднц

Производственного геологического объедиленио„. " 1

Сахалингеология

«Н (71) Заявитель

Ф (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ

ИЗ ИАТРИЦЫ ТРЕЩИННО-ПОРОГОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ в н

1 5 -5 Ь г

1-5 в

Изобретение относится к изучению физических свойств матрицы трещинно-. поровых 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, заключающийся в отборе образца кера с естественным насыщением из скважины по нефтеносной части разреза, определении остаточной водонасыщенности и остаточной нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения(1 ).

Существенный способ позволяет определять коэффициент нефтевытеснения „ за счет режима растворенного газа, который проявляется в процессе подъема керна из скважины на дневную поверхность. При этом процессе происходит снижение давления в порах породы, выделение растворенного газа в свободную фазу, удаление свободного газа из породы с вытеснением некото- . рого объема нефти. Эффективность режима растворенного газа зависит от ко-. личества растворенного газа в нефти. ЗО

2 физических свойств нефти .и породы.

Расчет производят по формуле где Бв — коэффициент остаточной водонасыщенности образца кернар

SH — коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца керна при режиме растворенного газа;

Ь вЂ” объемный коэффициент нефти (определяется для каждой нефтяной залежи по результатам анализов глубинных проб нефти и представляет отношение объема пластовой нефти к объему пблучаемой из нее дегазированной нефтиJ

Однако для матрицы трещинно-поровых коллекторов нефти существующий способ определения коэффициента иеф:тевытеснения дает результаты низкой достоверности, поскольку вытеснение нефти из матрицы таких коллекторов возможно не только за счет режима растворенного газа, но и при противо9949б1 точной копиллярной пропитке матрицы водой.

Целью изобретения является повышение достоверности определения коэффициента нефтевытеснения за счет учета влияния процесса противоточной капиллярной пропитки.

Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определения коэффициента нефтевытеснения, включающему отбор образца керна с естест- )O венным насыщением из скважины нефтеносной части разреза, определение остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения, перед определением остаточиой нефтенасыщенности 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 этого безводный буровой раствор на нефтяной основе. и хранят отобранный керн в данном растворе или в нефти до начала следующего действия, выбирают однородный образец керна, делят его на две части объемом 10-20 см ЗО каждая и приступают к последующим действиям оцновременно по двум частям оьразца, для первой части образца определяют коэффициент остаточной водонасыщенности экстракционно-дис- 35 тилляционным способом, для второй части образца погружают его в стакан с моделью пластовой воды и выдерживают в сушильном шкафу при температуре, равной пластовой (но не выше. 4g чем при 80 С )до завершения противоточной капиллярной пропитки. в результате которой происходит впитывание образцом воды и вытеснение на него нефти. Продолжительность противоточной капиллярной пропитки определяют для каждого образца индивидуально или устанавливают для конкретных пород на опытной партии образцов по стабилизации их веса и объема в процессе выдерживания а 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- Q) зовать пластовую воду, получаемую при испытании законтурных скважин. При отсутствии в лаборатории достаточного количества пластовой воды готовят модель ее, представляющую водный 65 раствор Na Cl. Содержание йа И 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-дистилляционным способом и рассчитывают коэффициент нефтевытеснения по формуле

В но 4

1-5 в где Sa — коэффициент остаточной водонасыщенности образца керна;

SHo — коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца керна после проявления режима растворенного газа и процесса противоточной. капиллярной пропитки;

Ь вЂ” 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 143. Матрица практически не проницаемая (абсолютная газопроницаемость менее 0,1 мД, фазовая отсутствует), но содержит

95% балансовых запасов нефти месторождения.

Керн 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 50-55ОС, продолжительность противоточной пропитки в таких условиях не превышает 3 сут.

При снижении температуры воды до

20-25вС 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.

994961 определения, 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.

Лабораторный номер образца

Коэффициенты

1" ! но ) Р . t Р

5в

1447

0,57 О, 66

0,48

0,82

0,26

1447

1463

0,65

1725

0.38

1455

0,40

0.65

1477

0.28

0,32

0,24

0.67

0,86

0,25

1468

0,49

О;60

0,31

1475

0,16

0.44

Средние коэффициенты нефтевытеснения

0,14 О . 4-3 ределения коэффициента нефтевытеснения за счет учета влияния процесса противоточной.капиллярной пропитки, перед определением остаточной нефтенасыщенности часть образца керна

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

Источники информации. принятые во внимание при экспертизе

45 1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.. "Недра".

1977, с. 264-265.

Фбрмула изобретения

Составитель A.Þðo÷êo

Техред С.Мигунова Корректор Е.Рошко

Редактор Н.Лазаренко

629/27 Тираж 871 Подписное

ВНИИПИ ГоСударственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Заказ

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная. 4

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

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

О., 21

0,18

0,33

0,24

Способ определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещиннопоровых коллекторов нефти, включающий.отбор образца керна с естественным насыщением из скважины нефтеносной части разреза, определение остаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности on0,17

0.06

0,22

0,18

0.15

0,15

0,11

0,04

0,11

0,08

0,12

0.16

0,45

0,75

0.41

0.48