SU941561A1 - Method of measuring the factor of driving-out of oil and gas from collector rock - Google Patents

Description

(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ВБ1ТЕСНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ(54) METHOD FOR DETERMINING COEFFICIENT OF VB1 COMPLIANCE OF OIL AND GAS OF BREED-COLLECTORS

1one

Изобретение относитс  к геологоразведочным работам на нефть и газ и может быть использовано при обосновании газои нефтеотдачи пластов-коллекторов.The invention relates to oil and gas exploration and can be used to substantiate gas recovery from reservoirs.

Известен способ определени  коэффициента вытеснени  нефти и газа пород-коллекторов по данным исследовани  группы образцов, отобранных из различных интервалов продуктивного пласта, соединенных последовательно в колонку 1.A known method for determining the oil-and-gas displacement coefficient of reservoir rocks according to a study of a group of samples taken from different intervals of the reservoir, connected in series in column 1.

Недостаток способа состоит в трудности оценки коэффициентов вытеснени  в неоднородных по коллекторским свойствам разрезах , поскольку образцы имеют существенно различающиес  пористость и проницаемость .The disadvantage of this method is the difficulty of estimating displacement coefficients in sections that are not uniform in reservoir properties, since the samples have significantly different porosity and permeability.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности  вл етс  способ определени  коэффициента вытеснени  газа и нефти пород-коллекторов, включающий отбор образцов пород из различных интервалов продуктивного пласта, насыщение их пластовыми флюидами, взвеи1ивание образцов , фильтрацию через них вытесн ющего агента, измерение объема вытесненного и профильтровавщихс  флюидов и расчет коэффициента вытеснени  как отнощениеThe closest to the invention to the technical essence is a method for determining the gas and oil displacement coefficient of reservoir rocks, including sampling of rocks from different intervals of the reservoir, saturation with reservoir fluids, weighing samples, filtering the displacing agent through them, measuring the volume of the displaced and filtering fluids and displacement ratio calculation as a ratio

объема вытесненных флюидов к первоначальному объему флюидов, насыщающих образец . В этом способе каждый интервал продуктивного пласта исследуетс  по одному образцу . Через этот образец фильтруетс  весь расчетный объем вытесн ющего агента и таким образом достигаетс  высокий процент вытеснени  пластовых флюидов из образца, независимо от его коллекторских свойств (пористости и проницаемости). Разница только в том, что врем  фильтрации через образцы с худщей проницаемостью увеличиваетс  или же увеличиваетс  давление в системе. В реальной слоисто-неоднородной залежи при вытеснении пластовых флюидов (нефти и газа) вытесн ющими агентами через пропластки с лучщими коллекторскими свойствами прокачиваетс  основной объем вытесн ющего агента, а через плотные пропластки вытесн ющий агент практически не фильтруетс , а, следовательно, эти интервалы продуктивного пласта слабо вовлекаютс  в разработку или же совсем не дренируютс , остава сь до конца эксплуатации месторождений с начальной нефте- или газонасыщенностью. Поэтому весьма важно до начала эксплуатации месторождени  выделить такие плотные пропластки, чтобы можно было своевременно прин ть меры по вовлечению их в разработку путем применени  вторичных методов 2. Недостатком способа  вл етс  то, что он не позвол ет смоделировать реальные услови  в скважине, так как исследуетс  единственный образец породы вне его св зи с образцами из других пропластков, что приводит к неточному определению остаточной нефтегазонасыщенности, что в конечном итоге вли ет на точность определени  извлекаемых запасов нефти и газа слоисто-неоднородных залежей. Цель изобретени  - повышение точности определени  коэффициентов вытеснени  в слоисто-неоднородной залежи. Указанна  цель достигаетс  тем, что согласно способу определени  коэффициента вытеснени  газа и нефти пород коллекторов, включающему отбор образцов пород из различных интервалов продуктивного пласта, насыщение их пластовыми флюидами, взвешивание образцов, фильтрацию через них вытесн ющего агента, измерение объема вытесненных и профильтрованных флюидов и расчет коэффициента вытеснени , как отношение объема вытесненных флюидов к первоначальному объему флюидов, насыщающих образец, фильтрацию вытесн ющего агента, осуществл ют одновременно через все образцы, соединенные параллельно в единую гидродинамическую систему, причем измерение объема вытесненных флюидов производ т раздельно по каждому образцу. Одновременна  фильтраци  вытесн ющего агента через все образцы, соединенные параллельно в единую гидродинамическую систему , позвол ет приблизить услови  опыта к реально существующим услови м разработки слоисто-неоднородной залежи, где идет одновременна  фильтраци  вытесн ющего агента из пропластков с различными коллекторскими свойствами, и, таким образом, повысить точность определени  коэффициента вытеснени  нефти и газа. С целью определени  эффективности воздействи  различных методов вытеснени  на образцы с худшими коллекторскими свойствами , по мере обводнени  отдельных образцов породы их отключает от гидродинамической системы, а из оставшихс  образцов производит вытеснение газа и нефти при других режимах и с использованием более эффективных вытесн юилих агентов. При проведении опытов без отключени  обводнивщихс  образцов от единой, гидродинамической системы невозможно определить степень вли ни  более эффективных вытесн ющих агентов при повышенном давлении на вытеснение нефти и газа из образцов с худщими коллекторскими свойствами, так как фильтраци  будет идти в основном через образцы с более высокой степенью проницаемости (т. е. через уже обводнившиес  образцы ). Таким образом, отключение обводнившихс  образцов от гидродинамической системы позвол ет решить вопрос целесообразности изол ции обводнившихс  высокопроницаемых интервалов продуктивного пласта до применени  новых более эффективных методов вытеснени  нефти и газа из пород с худщими коллекторскими свойствами . Численное значение коэффициента вытеснени  дл  каждого образца определ етс  после их исследовани  расчетным путем как отношение объема вытесненных флюидов к объему флюидов, насыщающих образец до начала опыта, т. е. К выт. у„ач. На чертеже представлена гидродинамическа  схема дл  осуществлени  предлагаемого способа. Схема включает образцы породы 1 с центральным сквозным отверстием 2. Образцы изолируютс  резиновыми прокладками 3 между крышкой 4 со сквозным отверстием 5 и основанием 6, в котором выполнен отвод щий канал 7, соедин емый с центральным отверстием образца 2. Крыщка 4 и основание 6 тесно соединены между собой цилиндрическим корпусом 8. Емкость с вытесн ющим агентом 9 через систему трубопроводов 10 и запорные вертили 11 соединены со сквозным отверстием 5 крышек 4 керноДержател . Замерные устройства 12 через запорные вентили 13 сообщаютс  с отвод щим каналом 7 и основани  6. На трубопроводе измерительного устройства 12 и емкости с вытесн ющим агентом 9 установлены образцовые манометры 14. Количество кернодержателей в гидродинамической системе равно или превыщает число выделенных пластов и пропластков . Способ осуществл етс  следующим образом . Цилиндрические образцы керна 1 с центральным сквозным отверстием 2 экстрагируют , высушивают при температуре 105- 110°С, взвешивают, насыщают пластовыми флюидами (или их моделью), оп ть взвещивают , уплотн ют по торцам и помещают в кернодержатели на основани  6, имеющие отвод щий канал 7. Крыщками 4 с помощью резьбы создают необходимый зажим образцов между уплотнени ми дл  надежной герметизации , после чего под давлениедЗ вытесн ющий агрнт из емкости 9 по трубопроводам 10 через запорные вентили 1.1 и основные отверсти  5 крышек 4 подаетс  в кернодержатели , где он заполн ет пространство между наружной поверхностью образцов 1 и внутренней поверхностью корпуса 8 и начинает проникать внутрь образцов 1, вытесн   из них пластовые флюиды (путь вытесн ющего агента на схеме обозначен стрелками ), которые собираютс  в замерных устройствах 12. Давление до и после образцов фиксируетс  образцовыми манометрами 14. В процессе исследовани  по мере обводнени  отдельных образцов их нужно отключать от системы с помощью запорных вентилей 11 и 13. По окончании исследовани  вентили 11 и 13 закрывают и замер ют в мерных устройствах 12 количество флюидов. Образцы взвешивают и по известным формулам с учетом полученных данных вычисл ют остаточное нефтегазонасыщение и нефтеотдачу .volume of displaced fluids to the original volume of fluids saturating the sample. In this method, each interval of the reservoir is examined by one sample. Through this sample, the entire calculated volume of the displacing agent is filtered and thus a high percentage of displacement of formation fluids from the sample is achieved, regardless of its reservoir properties (porosity and permeability). The only difference is that the filtration time through the samples with worse permeability increases or the pressure in the system increases. In a real layered non-uniform reservoir, when displacing reservoir fluids (oil and gas) with displacing agents, the main volume of displacing agent is pumped through layers with improved reservoir properties, and the dense reservoir is practically not filtered through dense interlayers, and, consequently, these intervals of the productive formation poorly involved in the development or not drained at all, remaining until the end of field operation with initial oil or gas saturation. Therefore, it is very important to select such dense interlayers prior to the start of operation of the field, so that it is possible to take timely measures to involve them in the development by applying secondary methods 2. The disadvantage of this method is that it does not allow to simulate real conditions in the well, since a single rock specimen outside its connection with samples from other layers, which leads to an inaccurate determination of residual oil and gas saturation, which ultimately affects the accuracy of determining recoverable reserves Asov oil and gas layered heterogeneous deposits. The purpose of the invention is to improve the accuracy of determining the displacement coefficients in a layered heterogeneous reservoir. This goal is achieved in that, according to the method for determining the gas and oil displacement ratio, reservoir rocks, including sampling of rocks from different reservoir intervals, saturation with reservoir fluids, weighing samples, filtering the displacing agent through them, measuring the volume of the displaced and filtered fluids and calculating displacement coefficient, as a ratio of the volume of the displaced fluids to the initial volume of the fluids saturating the sample, the filtration of the displacing agent is carried out temporarily through all samples connected in parallel into a single hydrodynamic system, with the volume measurement of the displaced fluids being made separately for each sample. Simultaneous filtering of the displacing agent through all samples connected in parallel into a single hydrodynamic system allows the experimental conditions to be brought closer to the actual conditions for the development of a stratified heterogeneous reservoir, where simultaneous filtration of the displacing agent from layers with different reservoir properties occurs, and thus , to increase the accuracy of determining the oil and gas displacement coefficient. In order to determine the effectiveness of various methods of displacement on samples with worse reservoir properties, as they water the individual samples of rock they are disconnected from the hydrodynamic system, and from the remaining samples they displace gas and oil under other conditions and using more efficient displacement agents. When conducting experiments without shutting down watering samples from a single hydrodynamic system, it is impossible to determine the degree of influence of more effective displacing agents under increased pressure on the displacement of oil and gas from samples with poor reservoir properties, since filtration will proceed mainly through samples with a higher degree permeability (i.e., through samples that have already been flooded). Thus, shutting off the flooded samples from the hydrodynamic system allows us to solve the problem of the advisability of isolating the flooded high-permeability intervals of the reservoir before using new, more efficient methods to displace oil and gas from rocks with poor reservoir properties. The numerical value of the displacement coefficient for each sample is determined after their study by calculation as the ratio of the volume of the displaced fluids to the volume of the fluids that saturate the sample before the start of the experiment, i.e. at „ah. The drawing shows a hydrodynamic scheme for implementing the proposed method. The scheme includes rock samples 1 with a central through hole 2. The samples are insulated with rubber gaskets 3 between the cover 4 with the through hole 5 and the base 6, which has a discharge channel 7 connected to the central hole of the sample 2. The lid 4 and the base 6 are closely connected between each other by a cylindrical body 8. The container with the displacing agent 9 through the piping system 10 and the locking verticals 11 are connected to the through-hole 5 of the lids 4 of the Core Holder. The metering devices 12 communicate through the shut-off valves 13 with the outlet channel 7 and the base 6. Model gauges 14 are installed on the pipeline of the measuring device 12 and the container with the displacing agent 9. The number of core holders in the hydrodynamic system is equal to or exceeds the number of separated formations and interlayers. The method is carried out as follows. Cylindrical core samples 1 with a central through hole 2 are extracted, dried at a temperature of 105-110 ° C, weighed, saturated with reservoir fluids (or their model), again pressed, compacted on the ends and placed in core holders on bases 6 that have channel 7. The lids 4 use the thread to create the necessary clamping of the samples between the seals for reliable sealing, after which the pressure valve displaces the aggregate from the tank 9 through pipelines 10 through the shut-off valves 1.1 and the main holes 5 of the caps 4 is fed into the core holders, where it fills the space between the outer surface of samples 1 and the inner surface of the housing 8 and begins to penetrate into samples 1, displaces formation fluids from them (the path of the displacing agent in the diagram is indicated by arrows), which are collected in the measuring devices 12. Pressure up to after the specimens are fixed with exemplary manometers 14. In the process of research, as individual samples are flooded, they must be disconnected from the system using shut-off valves 11 and 13. At the end of the study, valves 11 and 13 are closed and the The amount of fluid in the measuring devices is 12. The samples are weighed and, using known formulas, taking into account the data obtained, the residual oil and gas saturation and oil recovery are calculated.

Предлагаемый способ позвол ет смоделировать разработку слоисто-неоднородной залежи нефти и газа, т. е. одновременно исследовать группу образцов, отобранных из всех выделенных пропластков причем образцы во врем  исследовани  наход тс  в единых гидродинамических услови х, но через каждый образец фильтруют количество вытесн ющего агента пропорционально его проницаемости. Таким образом, по предлагаемому способу полчают более точное определение остаточного нефте- и газонасыщени , а, следовательно, и извлекаемых запасов . Кроме того, становитс  возможным вести посто нное наблюдение и контроль за вытеснением нефти и газа по каждому образцу и временем их обводнени . По мере обводнени  отдельные образцы нужно отключать .The proposed method allows one to model the development of a layered non-uniform oil and gas pool, i.e., to simultaneously examine a group of samples taken from all the selected interlayers, the samples being investigated under the same hydrodynamic conditions, but the amount of the displacing agent is filtered through each sample in proportion to its permeability. Thus, according to the proposed method, a more accurate determination of residual oil and gas saturation and, consequently, recoverable reserves is obtained. In addition, it becomes possible to continuously monitor and control the displacement of oil and gas for each sample and the time of their watering. As watering some samples need to be turned off.

Технико-экономический эффект способа обусловлен более точной оценкой извлекаемых запасов, что позволит избежать неоправданных затрат на разработку малоперспективного масторождени .The technical and economic effect of the method is due to a more accurate estimate of the recoverable reserves, which will avoid the unjustified costs of developing an unpromising birthrate.

Claims (2)

1.Методическое руководство по определению коэффициента вытеснени  нефти водой в лабораторных услови х. Под ред.1.Methodical guidelines for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions. Ed. А. Г. Ковалева, М., ВНИИ, 1975, с. 36-45.A. G. Kovaleva, M., All-Russian Research Institute, 1975, p. 36-45. 2.Горо н В. Н. и др. Универсальный кернодержатель дл  радиальной фильтрации. Труды ВНИГНИ, вып. 156, М., 1974,2. Goron, VN, et al. Universal Core Holder for Radial Filtration. Works VNIGNI, vol. 156, M., 1974, с. 76-80.with. 76-80. ff l/Cff7Oy/fl//fCr ff l / Cff7Oy / fl // fCr