Способ определения остаточной нефтенасыщенности

) 4 Е 21 В 47/02 ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕН ЕТЕЛЬСТВУ АВТОРСКОМ Бюл. У 38 ковский и тит хайлов, А Яниц Про ния прз оздеистви ону. - Не ВНИИОЭНС,о СССР 024, 1982 идетельст Е.21 В 47 екл одааОСУДАРСТНЕННЫЙ НОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ(56) Михайлов Н,Н. и достаточного нефтенасыщепроектировании методовна пласт и призабойнуютепромысловое дело. М.,1983, вып, 22.Авторско свВ 1086141,(54)(57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, включающий вытеснение нефти агентом, изме рения коэффициента текущей нефтенасьпценности промытой зоны, расх вытесняющего агента, мощности пл ста и определение отношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышенияточности определения коэффициентаостаточного нефтенасьпцения за счетобеспечения равномерности охватапласта вытеснением и регулированиясоотношения капнллярного перепададавления к гидродинамическому впроцессе вытеснения, перед операцией вытеснения пласт изолируют наотдельные участки, последовательнона изолированных участках создаютряд циклических депрессий, послечего осуществляют вызов притока вскважину, при этом вытеснение прово.дят при отношении капиллярного перепада давлений к гидродинамическому,соответствующему принятому режимуразработки, причем значение коэффициента остаточной нефтенасьпценностипринимают равным коэффициенту текущей нефтенасьпценности промытой зоны, установившемуся в результате вытеснения.Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения коэффициента остаточного нефтенасыщения обводненньгх пластов,Цель изобретения - повышение точности определения коэффициента остаточного нефтенасыщения эа счет обеспечения равномерности охвата пласта вытеснением и регулирования соотношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому в процессе вытеснения.На чертеже изображено устройство для осуществления предложенного способа.Сущность способа заключается в 15 Для восстановления фильтрационных свойств прискважинной части рекомендуется испольэовать способ следующем,Известно, что при вытеснении нефти Фильтратом промывочной жидкости 20в прискважинной части пласта образуется полностью промытая зона с текущим остаточным нефтенасыщением, Этаостаточная нефтенасыщенность образовалась при отношении капиллярного 25перепада давлений к гидродинамическому, соответствующему условиям вскрытия пластов бурением, Для приведенияостаточной нефтенасьпценности к условиям ее образования в обводняющихся ЗОтекпластах используется связь (1-К)==АП , где А и- коэффициенты, постоянные для исследуемого разреза.Параметр Л характеризует отношениякапиллярного и гидродинамическогоперепадов давления в условиях образования остаточной нефти.Вытеснение нефти фильтратом глинистого раствора в процессе вскрытия пластов бурением сопровождаетсяразличными ухудшениями Фильтрационных свойств в прискважинной областииз-эа закупорки часги пор коллектора твердыми частицами бурового раствора. Это приводит к существенномуснижению охвата исследуемых пластовпроцессом вытеснения. В результатев некоторой части пластов процессвытеснения или не реализуется совсем, или реализуется неполностью,что уменьшает точность и достоверность оценки остаточного нефтенасыщения по значениям текущего остаточного нефтенасьпцения полностью промы. той эоные мгновенной знакопеременной депрессии на пласт.После восстановления фильтрацион.ных свойств прискважинной зоны существующее остаточное нефтенасьпцение в промытой зоне пласта разрушилось под влиянием знакопеременногогидродинамического перепада давлений. Для получения остаточного нефтенасыщения вызывают приток нефти вскважину,После этого осуществляется процесс вытеснения в режиме разработкипластаУсловия вытеснения, соответствующие заданному режиму разработки,выбирают исходя из требования отраслевого стандарта. При этом значенияпараметра 11 для пластов с известными фильтрационно-емкостными свойствами являются фиксированной величиной Й =Пь. Зная поверхностно-молекулярные свойства системы нефть - вытесняющий агент и мощность пласта, определяют расход закачиваемойжидкости из соотношения7 лосояй щГ"ваявПроцесс вытеснения проводят до образования зоны проникновения размером (Вз ) не менее 1,5-2 м,Время вытеснения (1) определяют исходя из соотношения2 Тгш(1-Ко ) 11( - "с )с оьр 5Для проведения работ по оценке остаточной нефтенасыщенности используется следующая технология.Перед началом работ по определению коэффициента остаточной нефтенасьнценности с помощью геофизических методов выделяют продуктивные пласты. После этого в скважину . спускают следующую компоновку лифта (показано на чертеже). Устанавливают заглушку 1 на конец хвостовика с целью предотвращения проявления нижележащего пласта после проведения закачки в него минерализованной воды. Гидравлические паке.ра 2 и 3 устанавливают над предполагаемым пропластком и под ним,Между пакерами устанавливают трубу- фильтр 4 напротив исследуемого пропластка. Над верхним пакером устанавливают корпус вставного струйно263826 4изводят подъем компоновки лифта наповерхность.Для реализации способа используютсерийное оборудование: гидравлический пакер, трубкибурильные или НКТ),вставной струйный аппарат.После проведения работ по повторной закачке минерализованной жидкости производят подъем компоновки лифО та и повторные геофизические исследования.Способ осуществляют следующимобразом. го аппарата 5 с перекрывающей выходные каналы подпружиненной втулкой 6, насосно-компрессорные трубы - до устья 7.На поверхности устанавливают насосный агрегат (например, типа ЦА М), Путем подачи рабочего агента (жидкости) в затрубное пространство производят герметизацию исследуемого пропластка при помощи пакетов 2 и 3. Жидкость.до пакера 3 подают по специальной трубке 8 и поддерживают созданным в затрубье давлением. Во внутреннюю полость насосно-компрессорных труб спускают 15 вставной струйный насос 9, который открывает выкидные отверстия 10 в корпусе 5, После посадки вставного струйного насоса в корпус подключают нагнетательную линию насосного 20 агрегата к внутренней полости насос- но-компрессорных труб и подводят рабочую жидкость при расчетном давлении к рабочему соплу струйного аппарата, за счет создания депрессии 25 на исследуемый пропласток 11 производят очистку приствольной зоны, приоткрывая задвижку затрубного пространства. По определенным значениям щ иопределяют количество и рас- Зо ход жидкости для закачки расчетной порции в пласт, После закачки в пласт рассчитанного объема жидкости производят стравливание давления в затрубье, разгерметизацию исследуемого35 пропластка 11 и приподнимают компоновку лифта на вышележащий пропласток 12. Операцию по закачке жидкости в исследуемый пропласток 12 проводят в той же последовательности,10После закачки жидкости во все пропластки исследуемого горизонта проПо данным промыслово-геофизических исследований выделяют пласты-коллекторы и определяют их эффективную мощность и фильтрационно-емкостные свойства. Затем опускают против нижнего продуктивного пласта специальное устройство и изолируют пласт от скважины с помощью гидравлических пакеров, С помощью укаэанного специального устройства проводят замену бурового раствора против нижнего пласта на воду, Далее проводят восстановление фильтрационных свотв прискважинной области путем создания ряда знакопеременных депрессий с помощью вышеописанного устрой тва. Кроме того, проводят закачку вытесняющего агента в пласт в режиме вытеснения, идентично режиму раз, абот. - ки, и распакеровку. Устанавливают устройство против вышележащего пласта и проводят операции 3-5, В итоге устройство поднимают на поверхность и проводят геофизические исследования.По данным геофизических исследований определяют коэффициент остаточного нефтенасыщекия,