Способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности

,ЯО 1086141 А УДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ ИЗОБРЕТЕНИ ЕТЕПЬСТ(71) Московский ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Знамени институт нефтехимической и газовой промьппленности им. И.М. Губкина(56) 1. Коятхов Ф.Н, Физика нефтяных и газовых коллекторов, М., "Недра", 197, с, 39-43.2, Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасьпщения горных пород. М., "Недра", 1975, с. 45-59 (прототип).(54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, включающий измерение текущей остаточ ной нефтенасыщенности полностью промытой зоны, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повышения точности определения коэффициента остаточной нефтенасьпценности, измеряют расход вытесняющего агента, мощность пласта, определяют отношение капил" лярного перепада давлений к гидро- динамическому, а значение коэффициен та остаточной нефтенасыщенности (К н находят по формулеб 058 Ч 2- коэффициент текущей остан точной нефтенасыщенности полностью промь ои эо ьнойпла К- коэффициент начал нефтенасыщенност- мощность пласта, - коэффициенты про ти и пористости коллектора; радиус скважины, а; м;ица К осласт созЯ осинус краевогмачивания;оверхностное на границе нефтяющий агент, н ен- динамическая вязк- расход вьггесняющагента из скважипласт (м/с);- линейная скоростнения (м/с) ьгге У в Ков ас тат очи ность пласта;с индексом "ф"ения, с индексомпо отраслевому 7 г Ь с ост символы кие зна значени фактичестекорн он со Рон ф о К АВТОРСКОМУ ытесняющего агента, с/м108 б 141 я Ьсо 59 3%в он Р.ф тек он текущей останасыщенности озффици е н очной неф К коллектора;- радиус скважины,косинус краевогочивания;- поверхностное н созЯ ла смаатяжение н ытесняю и 1Изобретение относится,.к горному делу, более конкретно к изучению нефтегазоносности пластов, вскрытых буровыми скважинами, с помощью промыслово-геофизических методов.Известен способ определения коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Ко, по данным моделирования заводнения в лабораторных условиях. Способ состоит из обработки кернов коллектора (экстрагирование, получение длинных составных образцов, создание остаточного водонасьпцения, создание исходной нефтенасьпценности образца), воспроизведения процесса вытеснения нефти из образца водой до поступления на выходе из образца чистой воды и определения объема нефти, оставшейся в образце после его промывки 1.Недостатками этого способа являются использование в экспериментах кернов со свойствами, измененными в процессе их взятия и транспортировки в лабораторию, непредставительность отбора и выноса керна на поверхность, несоответствие термо-динамических условий вытеснения нефти в лабораторных условиях реальным условиям вытеснения нефти в пласте,Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к изобретению является способ определения остаточной нефтенасьпценности, основанный на изучении вытесненияз 5 нефти из прискважинной области пластов в их естественном залегании с помощью геофизических методов. Спо соб включает вытеснение нефти из нрискважинной области, определение геофизических параметров промытой прискважинной части пласта и по связи геофизических параметров с нефтенасьнценностью - установление коэффициента иефтенасьпценности промытой прискважинной области. Эта нефтенасьпценность и принимается за значение остаточной нефтенасьпценности .2 1.Недостатком способа-.прототипа является предположение, что полученная таким образом остаточная нефтенасьпценность определяется только коллекторскими свойствами и структурой порового пространства пласта, т.е. не учитывается влияние условии вытеснения на коэффициент остаточной нефтенасьпценности. Цель изобретения - повышение точности определений коэффициента остаточной нефтенасыщенности.Поставленная цель достигается тем, что согласно способу определеЬния коэффициента остаточной нефтенасьпценности, включающему измерение текущей остаточной нефтенасыщенности полностью промытой зоны, измеряют расход вытесняющего агента, мощность пласта, определяют отношение капиллярного перепада давлении к гидродинамическому, а значение коэффициента остаточной нефте- насыщенности (К ) находят по форсо 58 м 2 Ь 8 рЫср ф ост с остФон ф ост ост полностью промытои зоны;- коэффициент начальной нефтенасьпценности пласта;- мощность пласта, м;- коэффициенты проницаемости и пористости пласта границе нефть-в щиагент, н/м;- расход вытесняющего агентаиз скважины в пласт, м/с;и - динамическая вязкость вытесняющего агента;Ч - линейная скорость вытеснения, м/с;К - остаточная водонасыщенностьпласта, символы с индексом"ф" - фактические значения,с индексом ост - значенияно отраслевому стандарту.Способ заключается в следующем,При вытеснении нефти из прискважинной области в объеме, непосредственно прилегающем к скважине, через некоторое время устанавливается постоянное нефтенасьпцение, которое считалось зависящим только от свойствдля чего по данным комплекса геофизических методов измеряют диаметр зоны проникновения, среднюю водонасьпценность зоны проникновения и определяют время с момента вскрытия до проведения исследований.Расход вычисляют по формуле 2 пгсш(Квзп-Ко )ЬИъон г 2 ) где К и - среднее значение водонасыщения зоны проникновения,определяемое по даннымгеофизических методов;К - остаточная водонасьпценоВность пласта;Кя - радиус зоны проникновения;- время после вскрытия плата бурением,По данным лабораторных исследова.ний определяют величины поверхностного натяжения и косинуса краевогоугла смачивания системы нефть " вытесняющий агент, а также динамическую вязкость фильтрата. По данным геофизических исследо- ваний определяют коэффициент текущего нефтенасьпцения промытой прискважинной области.Определяют отношение капиллярного перепада давления к гидродинамическому, характеризующееся величиной параметра для пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, вычисляют параметр Я , определяют коэффициент остаточного нефте- насыщения по приведенной формуле.В случае, когда поверхностно- молекулярные свойства вытесняющего агента близки к величинам, предусмотреным "ост", определение коэффициента остаточного нефтенасыщения проводится по упрощенной формуле 40 Способ позволяет определять коэффициент остаточной нефтенасыщенности с ошибкой порядка 8-107,31086141ппаста (пористости проницаемости,глинистости, остаточной водонасьпценности, геометрии порового пространства).На основе изучения процесса вытеснения нефти из прискважиннойобласти, установлено,что кромеколлекторских свойств на коэффициентостаточной нефтенасьпценности в прискважинной области существенное влияние оказывают условия вытеснения:скорость вытеснения, поверхностноенатяжение, краевой угол смачиванияна границе раздела нефть - вытесняющий агент и вязкость вытесняющего 15;.агента. Причем влияние условий вытеснения значительно превышает влияниесвойств пласта,Для учета влияния условий вытеснения предложен комплексный параметр 20Я, характеризующий отношение капиллярного перепада давлений к гидродинамическому в прискважиннойобласти.Анализ связи Кс параметром Я . 25показывает, что эта связь носит степенной характер и может быть представлена в виде (1-К )=АЙ, где Аи- постоянные коэффициенты и являютсяпостоянными величинами для иссле- ЗОдуемого разреза.Эта связь носит универсальный характер для пластов с гранулярнымтипом пористости Параметр А меняется в узких пределах 0,5-3 ис необходимой для практики точностьюего можно принять раным единице,Способ реализуют следующим образом,Бурят скважину на промывочнойжидкости, содержащей твердую фазу,определяют коэффициенты пористости,нефтенасьпценности и проницаемостипласта по данным глубинных промыслово-геофизических методов, характеризующих незатронутую проникновением фильтрата промывочной жидкостичасть пласта.Определяют эффективную мощностьпластов, в которых отмечено вытескение нефти. Определяют расход фильтрата промывочной жидкости в пласт,теки,2,Ь сон Н онЧон