Способ определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки

Изобретение относится к способу определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки. После определения суммарной остаточной нефти, в поровое пространство пласта дополнительно закачивают нерадиоактивную воду в том же объеме, что индикаторную жидкость. Нерадиоактивную воду закачивают со скоростью, превышающей скорость закачек индикаторной жидкости в 10 раз, до стабилизации показаний интенсивности гамма-излучения. Проводят промывку ствола скважины в объеме, равном полуторакратному объему интервала исследования. Определяют интенсивность гамма-излучения в стволе скважины над интервалом исследования. Определяют долю неподвижной остаточной нефти и по разнице значений определяют долю подвижной остаточной нефти. Величину доли подвижной остаточной нефти определяют с привлечением данных интенсивности гамма-излучения пласта, обусловленной проникновением радона в пласт, интенсивности гамма-излучения, связанной с наличием радона в индикаторной жидкости, находящегося в стволе скважины над интервалом исследования, плотности пород пластов, плотности индикаторной жидкости, плотности бурового раствора, открытой пористости, толщины излучающего слоя раствора радона, массового коэффициента поглощения гамма-излучения, коэффициента распределения концентрации радона в нефти и индикаторной жидкости. Технический результат заключается в определении доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации и выявлении перспективных к дальнейшей разработке интервалов.

 

Изобретение относится к геофизическим способам исследования скважин и может быть использовано для определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки.

Для определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки применяется радон (индикаторный газ Rn-222), обладающий контрастно высокой растворимостью в углеводородах по сравнению с технической пластовой минерализованной водой, применение которого позволяет получить гамма-аномалии от пластов с остаточной нефтью.

Полученная информация о величине подвижной остаточной нефти пластов позволит повысить эффективность нефтеотдачи путем уточнения эффективных толщин интервалов перспективных в дальнейшей разработке.

Известен «Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов» (US 4071756 А, кл. G01V 5/00, 31.01.1978).

Способ включает 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 см и в количестве достаточном для вытеснения всей пластовой воды из зоны вытеснения.

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.

Известен способ определения остаточной нефти пластов, описанный в книге В.П. Филиппова «Применение индикаторного метода по радону для изучения нефтенасыщенных пористых сред». - М.: ОАО ВНИОЭНГ. - 2003. - 272 с.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому является индикаторный метод по радону патент «Способ определения остаточной нефтенасыщенности пластов» (RU №2248444 Е21В 47/00 (2000.01 автор: Филиппов В.П.).

Согласно этому способу закачка индикаторной жидкости (ИЖ) проводится до стабилизации показаний интенсивности гамма-излучения во всех пластах, т.е. до наступления состояния равновесия концентрации радона в пластовых флюидах.

Недостатком этого способа является невозможность разделения на доли подвижной и неподвижной остаточной нефти.

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в определении доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки в режиме вытеснения водой в открытом стволе или в интервале перфорации, и выявлении перспективных интервалов к дальнейшей разработке.

Для достижения названного технического результата в предлагаемом способе определения доли подвижной остаточной нефти пластов на поздней стадии разработки, включающем регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, дробную закачку индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства пласта, до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(1), проведение повторного гамма-каротажа, определение суммарной остаточной нефти (К1), дополнительно проводят закачку нерадиоактивной воды со скоростью, превышающей скорость дробных закачек индикаторной жидкости (ИЖ) в 10 раз до стабилизации показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(2), проводят промывку ствола скважины в объеме, равном полуторакратному объему интервала исследования, определяют интенсивность гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(3) в стволе скважины над интервалом исследования, определяют (К2) долю неподвижной остаточной нефти и по разнице (К1-К2) определяют долю подвижной остаточной нефти ΔК, величину остаточной нефти определяют по формуле:

где

Ini - интенсивность гамма-излучения i-гo пласта обусловленная проникновением и накоплением радона в пласте: от суммарной остаточной нефтенасыщенности по ГК(1) и ее неподвижной доли по ГК(2);

Ip, I3 - интенсивность гамма-излучения, связанная с наличием радона в ИЖ, находящегося в стволе скважины над интервалом исследования: при дробных закачках индикаторной жидкости (Ip) по ГК(1) и после промывки ствола скважины (I3) по ГК(3);

δni - плотность пород пластов;

δи - плотность ИЖ;

δp - плотность бурового раствора;

Кni - открытая пористость i-го пласта;

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

Δd- толщина излучающего слоя раствора радона;

μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения:

А1, А2, В1, В2 - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;

Кр^н-иж - коэффициент распределения концентрации радона в нефти и ИЖ, определяемый по лабораторным экспериментам при температуре, соответствующей пластовым условиям.

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 показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу (ГК1) от подошвы интервала исследования до башмака НКТ.

Для определения профиля приемистости пласта проводят закачку 1-2 м³ индикаторной жидкости (ИЖ) с концентрацией радона 0,1-0,2 mKu/м³ в скважину через НКТ в интервал исследуемых пластов и проводят ГК.

Затем закачивают нерадиоактивную воду, оттесняют индикаторную жидкость (ИЖ) в глубь пласта и проводят два ГК в течение 4-х часов.

Необходимый минимальный и максимальный объем индикаторной жидкости (ИЖ) для проведения индикаторных работ с целью определении остаточной нефти определяют по формулам:

где

di - диаметр скважины;

Кni - пористость изучаемых пластов;

h - толщина изучаемых пластов.

Приготовленную индикаторную жидкость (ИЖ) в объеме Vmin с концентрацией радона 0,2-0,4 mKu/м³ разделяют на 5 порций, которые последовательно закачивают в пласты с записями ГК после каждой закачки до достижения равновесия концентрации радона в пластовых флюидах (ИЖ, нефть, вода), о чем судят по постоянству величин гамма-аномалий.

Если после закачки в пласты минимальный объем индикаторной жидкости (ИЖ) не обеспечивает постоянства гамма-аномалий во всех изучаемых пластах, то закачивают дополнительные порции индикаторной жидкости (ИЖ) до наступления равновесия концентрации радона в системе пластовых флюидов.

После окончания закачки индикаторной жидкости (ИЖ) в пласты проводят термометрию в интервале исследования. Эта информация необходима для определения распределения радона в нефти и пластовой воде.

Определяют суммарный сигнал ГК (1) от остаточной нефти, заполняющей поровое пространство (включающий доли подвижной и неподвижной нефти) и определяют (К1) величину суммарной остаточной нефти.

Затем осуществляют закачку нерадиоактивной воды для того, чтобы оттеснить активированную радоном жидкость, вытеснить ее из порового пространства за пределы глубинности регистрации каротажного прибора (30-50 см от стенки скважины) до стабилизации показаний.

Закачку нерадиоактивной воды проводят в том же объеме со скоростью, превышающей скорость дробных закачек индикаторной жидкости (ИЖ) в 10 раз, до стабилизации показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(2), которая обусловлена проникновением и накоплением радона в поровом пространстве, заполненном неподвижной остаточной нефтью, затем проводят промывку ствола скважины в объеме равном полуторакратному объему интервала исследования, определяют интенсивность гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(3) в стволе скважины над интервалом исследования, определяют (К2) долю неподвижной остаточной нефти и по разнице (К1-К2) определяют долю подвижной остаточной нефти ΔК, величину остаточной нефти определяют по формуле:

где

Ini - интенсивность гамма-излучения i-го пласта обусловленная проникновением и накоплением радона в пласте: от суммарной остаточной нефтенасыщенности по ГК(1) и ее неподвижной доли по ГК(2);

Ip, I₃ - интенсивность гамма-излучения, связанная с наличием радона в ИЖ, находящегося в стволе скважины над интервалом исследования: при дробных закачках индикаторной жидкости (Ip) по ГК(1) и после промывки ствола скважины (I₃) по ГК(3);

δni - плотность пород пластов;

δи - плотность ИЖ;

δp - плотность бурового раствора;

Кni - открытая пористость i-го пласта;

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

Δd - толщина излучающего слоя раствора радона;

μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения:

Α₁, А₂, Β₁, В₂ - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;

Кр^н-иж - коэффициент распределения концентрации радона в нефти и ИЖ, определяемый по лабораторным экспериментам при температуре, соответствующей пластовым условиям.

Применение данного способа позволит определить долю подвижной остаточной нефти, уточнить эффективные толщины интервалов, перспективных к дальнейшей разработке на поздней стадии и повысит нефтеотдачу.

Экономический эффект от использования данного способа определяется стоимостью дополнительно добытой нефти.

Способ определения доли подвижной остаточной нефти на поздней стадии разработки, включающий регистрацию фоновой интенсивности гамма-излучения по стволу скважины, дробную закачку индикаторной жидкости (ИЖ) с радоном в объеме, превышающем в 40-80 раз объем порового пространства пласта, до получения неизменяющихся показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(1), проведение повторного гамма-каротажа, определение суммарной остаточной нефти (К1), отличающийся тем, что дополнительно проводят закачку нерадиоактивной воды со скоростью, превышающей скорость дробных закачек ИЖ в 10 раз до стабилизации показаний интенсивности гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(2), проводят промывку ствола скважины в объеме, равном полуторакратному объему интервала исследования, определяют интенсивность гамма-излучения по гамма-каротажу ГК(3) в стволе скважины над интервалом исследования, определяют долю неподвижной остаточной нефти (К2) и по разнице (К1-К2) определяют долю подвижной остаточной нефти ΔΚ, величину остаточной нефти определяют по формуле:

,

где:

Ini - интенсивность гамма излучения i-го пласта, обусловленная проникновением и накоплением радона в пласте: от суммарной остаточной нефтенасыщенности по ГК(1) и ее неподвижной доли по ГК(2);

Ip, I₃ - интенсивность гамма-излучения, связанная с наличием радона в ИЖ, находящегося в стволе скважины над интервалом исследования: при дробных закачках ИЖ (Ip) по ГК(1) и после промывки ствола скважины (I₃) по ГК(3);

δni - плотность пород пластов;

δи - плотность ИЖ;

δp - плотность бурового раствора;

Кni - открытая пористость i-го пласта;

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

Δd - толщина излучающего слоя раствора радона;

μ - массовый коэффициент поглощения гамма-излучения:

Α₁, А₂, Β₁, В₂ - постоянные величины, определяемые по данным модельных экспериментов;

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