Способ определения флюидонасыщенности пласта

СОЮЗ СОВЕТСКИХСОЦИАЛИСТИЧЕСКИХРЕСПУБЛИК Е 21 В 43/ ПИСАН БРЕТЕН ЛЬСТВУ ВТОРСКОМУ СВ л. ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССРПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ(56) быков Н. Е. и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. - М.: Недра, 1981, с. 10102.Авторское свидетельство СССР453479, кл. Е 21 В 43/00, 969.Авторское свидетельство СССР284293, кл. Е 2 В 43/00, 1985.(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФЛЮИДОНАСЫШЕННОСТИ ПЛАСТА(57) Изобретение относится к разработке нефтегазовых залежей и м.б. использовано для определения нефтенасыщенности, конденсатонасыщенности или водонасыщенцости нефтегазовой залежи. Цель изобрете 1404640 ния - повышение точности ц сокращение времени определения флюидонасыщснности. Закачивают рабочий агент в нагцетательную скважину исследуемого пласта ц 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 флюцдонасыщеццостц 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 флюидонасыщенцости пласта. Данный способ дает интегральную характеристику флюидонасыщенности пласта и м.б. использован в многофазных системах.1Изобретение 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 нагнетательную скважину от нефте- и водонасыщенности пласта, строящиеся на 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 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 насыщенности 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 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 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 ность в газовой шапке нефтегазовой залежи со следующими геолого-физическими параметрами:0,15 0,05 10,0 0,743 1,133 1 ОПористостьПроницаемость, мкмДавление насыщения,МПа 20,0Вязкость нефти, сП 3Вязкость воды, сП 0,5Вязкость газа, сП 0,03Объемный коэффициентнефти, 1/МПаОбъемный коэффициентводы, 1/МПа 10,0Растворимость газав нефти, м/м 50,0Удельный вес нефтит/мУдельный вес воды,т/м 1,0Удельный весгаза, т/мРасстояние между нагнетательной и реагирующейскважинами, м 500Остаточные значениянасыщенностей в функциях фазовых проницаемостей 0Перечисленные параметры вводят в двумерную программу трехфазной фильтрацииЯТКА и рассчитывают на ЭВМ минимально необходимые величины закачки водыдля того, чтобы в реагирующей скважинедавление возросло на 0,1 МПа. При этомтекущую 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 производятзакачку (с замером расходов) воды в нагнетательную скважину, Одновременно в реагирующей скважине регистрируют забойноедавление. Закачку производят до тех пор,пока давление в реагирующей скважинене возрастет на 0,1 МПа. При этом закачивают 5700 м воды, после чего закачкуводы в нагнетательную скважину прекращают. По кривой на фиг. 1 находят, чтозакачке в 5,7 тыс. м" соответствует нефтенасыщенность в газовой шапке 0,2.Определяют водонасыщенность для газовой залежи с такими же параметрами. Вэтом 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 давлениевозросло на 0,1 МПа. При этом значениеводонасыщенности 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 сква0,2 0,9 0,6 О,ВИеципенасыщенноспь, долиФиг.1 3жине 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 опре 4деления флюидонасыщенности в многофазных системах (газ - нефть - конденсат - вода). Способ определения флюидонасыщенности пласта, включающий закачку рабочего агента в нагнетательную скважину, наблюдение за параметрами пластового флюида О в реагирующей скважине и обработку результатов замеров с использованием геолого-промысловых данных о пласте, от.гичаюиийся 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 ра бочего агента от начальной флюидонасыщенности пласта на основании геолого-промысловой информации, после чего по фактическому объему закачки определяют соответствующее значение флюидонасыщенности пласта.1404640 0,8 и Р по ушс ияти Составител Техред И. Верес Тираж 531 ого комитета ССС осква, Ж - 35, Ра рафическое предпрРедактор О. ЮрковецкаяЗаказ 3068/33ВНИИПИ Государственн113035, МПроизводственно-полиг Туп ысев Корректор Л. Пилипенк Подписное делам изобретении и открыт ая наб., д. 4/5 , г. Ужгород, ул. Проектная