Способ определения коэффициента нефтевытеснения из матрицы трещинно-поровых коллекторов нефти

ОПИСАНИЕИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ Союз СоветскихСоциалистическихРеспублик оо 994961(23) Приоритет Государственный комитет СССР по делам изобретений и открытийА.И.Юрочко Комплексная тематическая экспедицияпроизводственного геологического объедйаенио" 11 "Сахалингеология"(71) ЗаявительФ 54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ИАТРИЦЫ ТРЕЩИННО-ПОРОГОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ в н 1-5 -5 ЪИзобретение 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 3.Существенный способ позволяет определять коэффициент нефтевытеснения Д за счет режима растворенного газа, который проявляется в процессе подъема керна из скважины на дневную поверхность. При этом процессе проис- ходит 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 2физических свойств нефти .и породы.Расчет производят по формуле где Бв - коэффициент остаточной водонасыщенности образца керна;Ян - коэффициент остаточной нефтенасыщенности образца керна при режиме растворенного газаЬ - объемный коэффициент неФти(определяется для каждойнефтяной залежи по результатам анализов глубинныхпроб нефти и представляетотношение объема пластовойнефти к объему пблучаемойиз нее дегазированной неф"тиОднако 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 противо 9949 б 1точной копиллярной пропитке матрицыводой.Целью изобретения является повышение достоверности определения коэффициента нефтевытеснения за счет учета влияния процесса противоточнойкапиллярной пропитки.Поставленная цель достигается тем,что согласно способу определениякоэффициента нефтевытеснения, включающему отбор образца керна с естественным насыщением из скважины нефтеносной части разреза, определениеостаточной водонасыщенности и нефтенасыщенности с последующим определением коэффициента нефтевытеснения,перед определением остаточиой нефтенасыщенности часть образца кернапогружают в модель пластовой водыи выдерживают в ней при температуре, равной пластовой.Способ осуществляется следующимидействиями в порядке изложения,Отбирают керн с естественнымнасыщением из скважины по нефтеносной части разреза, используя для этого безводный буровой раствор на нефтяной основе, и хранят отобранныйкерн вданном растворе или в нефтидо начала следующего действия, выбирают однородный образец керна, делятего на две части объемом 10-20 см 30каждая и приступают к последующимдействиям оцновременно по двум частямобразца, для первой части образцаопределяют коэффициент остаточнойводонасыщенности экстракционно-дистилляционным способом, для второй части образца погружают его в стаканс моделью пластовой воды и выдерживают в сушильном шкафу при температуре, равной пластовой ( но не выше, 4 Очем при 80 С )до завершения противоточной капиллярной пропитки, в результате которой происходит впитывание образцом воды и вытеснение нанего нефти. Продолжительность противоточной капиллярной пропитки определяют для каждого образца индивидуально или устанавливают для конкретных пород на опытной партии образцовпо стабилизации их веса и объема впроцессе выдерживания в воде путемпериодических взвешиваний образцовв воздухе и в воде через 8-16 ч,Модель пластовой воды и температура,при которой производится опыт, должны выбираться конкретно для каждойнефтяной залежи. Модель пластовойводы должна быть близкой по химическому составу к пластовой воде, подстилающей нефтяную залежь, и лучшевсего для лабораторных опытов использовать пластовую воду, получаемую прииспытании законтурных скважин. Приотсутствии в лаборатории достаточногоколичества пластовой воды готовятмодель ее, представляющую водный 65 раствор йа . Содержание йа И в модели пластовой воды должно соответствовать содержанию ИаС в пластовой.воде, подстилающей нефтяную залежьопределяется по результатам химического анализа пластовой воды, получаемой при испытании законтурных скважин). Пластовая температура определяется по результатам геометрических исследований скважин, определяюткоэффициент остаточной нефтенасыщенности образца после проявления режима растворенного газа и процесса противоточной капиллярной пропитки экст- "ракционно-дистилляционным способоми рассчитывают коэффициент нефтевытеснения по формулеВ НО 11-5вгде Бь - коэффициент остаточнойводонасыщенности образцакерна,Бн - коэффициент остаточнойнефтенасыщенности образцакерна после проявлениярежима растворенного газаи процесса противоточной.капиллярной пропитки;Ь - объемный коэффициент нефти.Предлагаемый способ опробован натрещинно-пороговых коллекторах Окружного месторождения нефти (о.Сахалин).Данные коллекторы представлены гидрофильными трещиноватыми кремнистымипородами, трещинная пористость которых составляет в среднем 0,3, атрещинная проницаемость - 28 мД. Открытая пористость матрицы пород составляет в среднем 14. Матрица практически не проницаемая (абсолютнаягазопроницаемость менее 0,1 мД, фазовая отсутствует), но содержит95 балансовых запасов нефти месторождения,Керн отбирается из скважины набезводном буровом растворе с нефтяной основой и хранится в этом растворе.Содержание ХаС 1в модели пластовой воды 24 г/л, образцы выдерживаются в ней при 50-55 С, продолжительность противоточной пропиткив таких условиях не превышает 3 сут.При снижении температуры воды до20-25 С продолжительность противоточной капиллярной пропитки возрастает в 3-4 раза,Объемный коэффициент нефти определен по результатам исследованийглубинных проб нефти Окружного месторождения и составляет 1,899.Для получения сравнительных данных на первой части образца дополнительно определен коэффициент остаточной нефтенасыщенности при режимерастворенного газа.994961 определения, поскольку.предлагаемый способ учитывает все факторы,влияющие на вытеснение нефти из матрицы коллекторов. На примере трещинно-поровых коллекторов нефти Окружного месторождения предлагаемыйспособ позволил определить значительно более высокие извлекаемыезапасы нефти (более чем в три раза),чем по известному способу. Лабораторный номеробразца Коэффициенты1" 1 5 в 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 0;60 0,31 1475 0,16 0,44 Средние коэффициенты нефтевытеснения 0,14 О, 4.8 ределения коэффициента нефтевытеснения за счет учета влияния процесса противоточной капиллярной пропитки,перед определением остаточной нефтенасыщенности часть образца керна40 погружают в модель пластовой водыи выдерживают в ней при температуре, равной пластовой,Источники информации,принятые во внимание при экспертизе45 1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяныхи газовых коллекторов. М., фНедра",1977, с. 264-265. Фбрмула изобретения Составитель А.ЮрочкоТехред С.Мигунова Корректор Е.Рошко Редактор Н.Лазаренко 629/27 Тираж 871 ПодписноеВНИИПИ ГоСударственного комитета СССРпо делам изобретений и открытий113035, Москва, Ж, Раушская наб., д. 4/5 Заказ филиал ППП фПатентф, г. Ужгород, ул. Проектная, 4 Коэффициенты нефтеизвлечения по известному способу р 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 021 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, о т л и ч а ю щ и й с я тем, что, с целью повьвения достоверности оп 0,17 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