Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов

Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и может быть использовано для определения остаточной нефтенасыщенности (ОНН) пластов после окончания их разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации. Техническим результатом изобретения является повышение чувствительности и достоверности определяемой величины ОНН во всех типах коллекторов. Это достигается за счет закачки 5 порций радонового индикатора в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства изучаемых пластов на глубину зоны исследования. Закачку радонового индикатора проводят до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах. Величину коэффициента ОНН пластов определяют по приведенному математическому выражению. Способ отличается простотой технологического исполнения, низкой стоимостью, высокой чувствительностью и достоверностью.

 

Изобретение относится к геофизическим методам исследования скважин и может быть использовано для определения остаточной нефтенасыщенности (ОНН) пластов после окончания их разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации.

Известен "Способ ядерно-магнитного каротажа и устройство для осуществления" (RU 1288564 A1, кл. G 01 K 24/08, 07.02.1987).

Способ использует когерентное накопление слабых сигналов ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), обеспечивает повышение точности измерений по сравнению с известным способом ЯМК за счет уменьшения относительной погрешности измерений при одном и том же исходном отношении сигнал/шум и одинаковом числе накоплений.

Против исследуемого пласта зонд ЯМК задерживают и выполняют необходимое число повторных измерений, производя их когерентное суммирование и масштабируя результирующий сигнал по числу повторных измерений. Повышение точности достигается за счет привязки фазы опорного сигнала от фторсодержащего вещества, помещенного в зонде.

Недостатком данного способа является то, что асинхронное накопление сигналов позволяет незначительно повысить точность оценки индекса свободных флюидов (ИСФ) при большом отношении сигнал/шум, характерном для ИСФ, равном 15% и более. При ИСФ порядка 6% и менее синхронное накопление не дает увеличения точности оценки ИСФ.

Наиболее близким аналогом является "Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов"(US 4071756 A, кл. G 01 V 5/00, 31.01.1978).

Способ использует закачку в пласт радиоактивных изотопов и состоит из следующих операций.

1. Проведение гамма-каротажа.

2. Закачка в пласт радиоактивного изотопа в форме, растворимой в воде и не растворимой в нефти (обычно в виде неорганических солей, йода, брома и др.) в концентрации 0,05-5 мкКи на 1 см³ и в количестве, достаточном для вытеснения всей пластовой воды из зоны исследования.

3. Повторное проведение гамма-каротажа.

4. Вторичная закачка того же радиоактивного изотопа, в той же концентрации и в том же количестве, но в другой форме; при этом растворимость его в нефти должна быть выше, чем в воде, в 20-50 раз (используют радиоактивные металлические соли алкированных ароматических сульфоналов и другие органические вещества).

5. Завершающее проведение гамма-каротажа.

Недостатком данного способа является сложность технологии проведения индикаторных исследований.

Цель изобретения - повышение чувствительности и достоверности определяемой величины ОНН во всех типах коллекторов.

Решение этой задачи возможно за счет использования индикаторного метода по радону (ИМР) и достигается это тем, что в способе определения остаточной нефтенасыщенности пластов после окончания их разработки, включающем регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение повторного гамма-каротажа, закачку 5 порций индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном осуществляют в объеме, превышающем в 40-80 раз объемов порового пространства изучаемых пластов зоны исследования (на глубину 30 см), закачку проводят до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах (ИЖ, нефть, вода), величину коэффициента ОНН пластов Конi определяют по формуле

где,

Iпi - интенсивность гамма-излучения i-го пласта, обусловленная проникновением радона в пласт;

Iр - интенсивность гамма-поля, связанная с наличием радона в ИЖ, находящемся в стволе скважины над интервалом исследования;

δпi - плотность пород пластов;

δи -плотность ИЖ;

δр - плотность бурового раствора;

Kпi - открытая пористость i-гo пласта;

f(δиΔd) – функция, характеризующая степень насыщения гамма-поля для случая расположения геофизического прибора на стенке скважины;

Δd=d_c-d_п - толщина излучающего слоя раствора радона;

μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения;

A₁, A₂, B₁, B₂ - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;

К

н-иж

р

- коэффициент распределения концентраций радона в нефти и ИЖ, определяемый по лабораторным экспериментам при температуре, соответствующей пластовым условиям.

Радон обладает высокой растворимостью в углеводах, а поэтому достигаются значительные гамма-аномалии от пластов с остаточным нефтенасыщением. В этих условиях достигается высокая чувствительность и точность определяемой величины ОНН. Полученная информация о величине ОНН пластов позволяет повысить экономическую эффективность современных технологий повышения нефтеотдачи, так как более точно устанавливается распределение ОНН по пластам.

Способ осуществляют следующим образом.

Перед проведением индикаторных работ в стволе скважины с насосно-компрессорными трубами (НКТ), башмак которой находится на глубине выше кровли интервала исследования на 50-60 м, проводят фоновый замер гамма-каротажа (ГК) от подошвы интервала исследования до башмака НКТ.

Для определения профиля приемистости пластов проводят закачку 1-2 м³ ИЖ с концентрацией радона 0,1-0,2 mKu/м³ в скважину через НКТ и помещают его путем закачки в интервал исследуемых пластов.

Затем закачивают ИЖ в пласты и проводят два ГК в течение 4-х часов.

Необходимый минимальный и максимальный объем ИЖ для проведения индикаторных работ с целью определения остаточной нефтенасыщенности определяют по формулам

где d_c - диаметр скважины;

K_пi - пористость изучаемых пластов;

h_i - толщина изучаемых пластов.

Приготовленную ИЖ в объеме V_min с концентрацией радона 0,2-0,4 mKu/м³ разделяют на 5 порций, которые последовательно закачивают в пласты до достижения во всех пластах равновесия концентрации радона в пластовых флюидах (ИЖ, нефть, вода), о чем судят по постоянству величин гамма-аномалий. После закачки последней порции ИЖ проводят два гамма-каротажа.

Если после закачки в пласты минимального объема ИЖ не наблюдается постоянства гамма-аномалий во всех изучаемых пластах, то закачивают дополнительные порции ИЖ до наступления равновесия концентрации радона в системе пластовых флюидов.

После окончания операции закачки ИЖ в пласты проводят термометрию в интервале исследования. Эта информация необходима для определения коэффициента распределения концентрации радона в нефти и пластовой воде К

н-иж

р

.

Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов после окончания их разработки, включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, закачку индикаторной жидкости (ИЖ) в поровое пространство пластов, проведение повторного гамма-каротажа, отличающийся тем, что закачку 5 порций ИЖ с радоном осуществляют в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства изучаемых пластов зоны исследования, закачку проводят до получения не изменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах, величину коэффициента остаточной нефтенасыщенности пластов Конi определяют по формуле:

где I_пi - интенсивность гамма-излучения i-го пласта, обусловленная проникновением радона в пласт;

I_р - интенсивность гамма-поля, связанная с наличием радона в ИЖ, находящейся в стволе скважины над интервалом исследования;

δ _пi - плотность пород пластов;

δ _и - плотность ИЖ;

δ _р - плотность бурового раствора;

K_пi - открытая пористость i-гo пласта;

f(δ _иΔd) – функция, характеризующая степень насыщения гамма-поля для случая расположения геофизического прибора на стенке скважины;

Δ d=d_c-d_п - толщина излучающего слоя раствора радона;

μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения;

A₁, A₂, B₁, B₂ - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;

К

н-иж

р

- коэффициент распределения концентраций радона в нефти и ИЖ, определяемый по лабораторным экспериментам при температуре, соответствующей пластовым условиям.