Способ определения остаточной нефтенасыщенности

Способ определения остаточной нефтенасыщенности

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ, включающий вытеснение нефти агентом, измерения коэффициента текущей нефтенасьщенности промытой зоны, расхода вытесняющего агента, мощности пласта и определение отношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому , отличающийс я тем, что, с целью повьшения точности определения коэффициента остаточного нефтенасыщения за счет, обеспечения равномерности охвата пласта вытеснением и регулирования соотношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому в процессе вытеснения, перед операцией вытеснения пласт изолируют на отдельные участки, последовательно на изолированных участках создают ряд циклических депрессий, после чего осуществляют вызов притока в i скважину, при этом вытеснение проводят при отношении капиллярного пере (Л пада давлений к гидродинамическому, С соответствующему принятому режиму разработки, причем значение коэффициента остаточной нефтенасьпценности принимают равным коэффициенту текущей нефтенасьпценности промытой зоны , установившемуся в результате вытеснения .

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИОТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН (19) (11) А1

ag 4 Е 21 В 47/024.ЪМ, (ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К А BTOPCKOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3801047/22-03 (22) 12,10.84 (46) 15.10.86. Бюл. У 38 (» ) Ивано-Франковский институт нефти и газа (72) Р,С.Яремийчук, Н.Н.Михайлов, 3.Д.Хоминец, В.P.Âosíûé, П.А.Яницкий и А.В.Дженесюк (53) 550.84(088.8) (56) Михайлов Н.Н. и др. Прогноз остаточного нефтенасыщения при проектировании методов воздействия на пласт и призабойную зону. — Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНС, 1983, вып. 22.

Авторское свидетельство СССР

У 1086141, кл. F.. 21 В 47/024, 1982, (54) (57) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕ НАСЫЩЕННОСТИ, включающий вытеснение нефти агентом, измерения коэффициента текущей нефтенасьпценности промытой зоны, расхода вытесняющего агента, мощности пласта и определение отношения капиллярного перепада давления к гидродинамическому, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения точности определения коэффициента остаточного нефтенасьпцения за счет. обеспечения равномерности охвата пласта вытеснением и регулирования соотношения капнллярного перепада давления к гидродинамическому в процессе вытеснения, перед операцией вытеснения пласт изолируют на отдельные участки, последовательно на изолированных участках создают ряд циклических депрессий, после чего осуществляют вызов притока в скважину, при этом вытеснение проводят при отношении капиллярного перепада давлений к гидродинамическому, соответствующему принятому режиму разработки, причем значение коэффициента остаточной нефтенасьпценности принимают равным коэффициенту текущей нефтенасьпценности промытой зоны, установившемуся в результате вытеснения.

1?638?6

Изобретение относится к нефтедобывающей промьппленности и может быть использовано для определения коэффициента остаточного нефтенасыщения обводненных пластов, Цель изобретения — повышение точности определения коэффициента остаточного нефтенасыщения эа счет обес/ печения 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 следующем, Известно, что при вытеснении нефти фильтратом промывочной жидкости 2р в прискважинной части пласта образуется полностью промытая зона с текущим остаточным нефтенасыпцниемм. Эта .остаточная нефтенасыщенность образовалась при отношении капиллярного 25 перепада давлений к гидродинамическому, соответствующему условиям вскрытия пластов бурением, Для приведения остаточной нефтенасыщенности к условиям ее образования в обводняюшихся ЗО тек пластах используется связь (1-K „ )=

=АП, где А и g — коэффициенты, постоянные для исследуемого разреза.

Параметр fl характеризует отношения капиллярного и гидродинамического перепадов давления в условиях образования остаточной нефти.

Вытеснение нефти фильтратом глинистого раствора в процессе вскрытия пластов бурением сопровождается различными ухудшениями фильтрационных свойств в прискважинной области из-эа закупорки часги пор коллектора твердыми частицами бурового раствора. Это приводит к существенному снижению охвата исследуемых пластов процессом вытеснения. В результате в некоторой части пластов процесс вытеснения или не реализуется совсем, или реализуется неполностью, что уменьшает точность и достоверность оценки остаточного нефтенасыщения по значениям текущего остаточного нефтенасьпцения полностью промы. той эоные

Для восстановления фильтрационных свойств прискважинной части рекомендуется испольэовать способ мгновенной знакопеременной депрессии на пласт.

После восстановления фильтрационных свойств прискважинной зоны существующее остаточное нефтенасьпцение в промытой зоне пласта разруши— лось под влиянием знакопеременного гидродинамического перепада давлений. Для получения остаточного нефтенасыщения вызывают приток нефти в скважину, После этого осуществляется процесс вытеснения в режиме разработки пласта..

Условия вытеснения, соответствующие заданному режиму разработки, выбирают исходя из требования отраслевого стандарта. При этом значения параметра 11 для пластов с известными фильтрационно-емкостными свойствами являются фиксированной величиной Й =Il, Зная поверхностно-молекулярные свойства системы нефть — вытесняющий агент и мощность пласта, определяют расход закачиваемой жидкости из соотношения

7лосОБСР к ° ЗГ

"в.Ре

Процесс вытеснения проводят до образования зоны проникновения размером (В „ ) не менее 1,5-2 м.

Время вытеснения (1„) определяют исходя из соотношения

2 31 r ° m(1-Ко ) h(R — < ) оь р с

Ь

Для проведения работ по оценке остаточной нефтенасыщенности используется следующая технология.

Перед началом работ по определению коэффициента остаточной нефтенасьнценности с помощью геофизи-, ческих 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 трубуфильтр 4 напротив исследуемого пропластка. Над верхним пакером устанавливают корпус вставного струйно1263826 4 изводят подъем компоновки лифта на поверхность.

Для реализации способа используют серийное оборудование: гидравлический пакер, трубки (бурильные или НКТ), вставной струйный аппарат.

После проведения работ по повторной закачке минерализованной жидкости производят подъем компоновки лиф!

О та и повторные геофизические исследования.

Способ осуществляют следующим образом. го аппарата 5 с перекрывающей выходные каналы подпружиненной втулкой 6, насосно-компрессорные трубы — до устья 7.

На поверхности устанавливают насосный агрегат (например, типа ЦА3 20M) . 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 подключа— ют нагнетательную линию насосного 20 агрегата к внутренней полости насосно-компрессорных труб и подводят рабочую жидкость при расчетном давлении к рабочему соплу струйного аппарата, за счет создания депрессии 25 на исследуемый пропласток ll производят очистку приствольной зоны, приоткрывая задвижку затрубного пространства. По определенным значениям

m u L определяют 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 исследуемого

35 пропластка 11 и приподнимают компоновку лифта на вышележащий пропласток 12. Операцию по закачке жидкости в исследуемый пропласток 12 проводят в той же последовательности.

После закачки жидкости во все пропластки исследуемого горизонта проl

По 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 сво " "тв 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.

l2b38?6

Составитель Н,Кривко

Техред П.Олейник Корректор M.Ìàêñèèèøèíåö

Редактор М.Бандура

Заказ 5534/31 Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

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

Производственно-полиграфическое предприятие, г. Ужгород, ул, Проектная, 4