RU2654315C1 - Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии - Google Patents
Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии Download PDFInfo
- Publication number
- RU2654315C1 RU2654315C1 RU2017116296A RU2017116296A RU2654315C1 RU 2654315 C1 RU2654315 C1 RU 2654315C1 RU 2017116296 A RU2017116296 A RU 2017116296A RU 2017116296 A RU2017116296 A RU 2017116296A RU 2654315 C1 RU2654315 C1 RU 2654315C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- coefficient
- sample
- oil
- rock
- class
- Prior art date
Links
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 8
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 description 2
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000888 organogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может быть использовано при подсчете извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии. Сущность: из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы. Образцы экстрагируют от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии. Определяют коэффициент пористости, коэффициент абсолютной проницаемости по газу и вязкость нефти. Под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью. Насыщенный образец взвешивают в воздухе. Методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности. Определяют коэффициент остаточной водонасыщенности. При этом после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно взвешивают его в воде, затем определяют объемную плотность горной породы, из которой состоит образец. Методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции образца. По дискриминантной функции определяют класс горной породы (I или II), из которой выполнен образец. Рассчитывают коэффициент вытеснения нефти с учетом класса горной породы. Технический результат: повышение точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной геологии и разработки нефтяных месторождений и является петрофизической основой подсчета извлекаемых запасов нефти из пород, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.
Для понимания существа вопроса, следует указать, что Соликамская депрессия представляет собой крупную наложенную отрицательную структуру, сформировавшуюся в раннепермское время (около 300 млн лет назад). В тектоническом отношении приурочена к зоне Предуральского краевого прогиба. Расположена в северной части Пермского края. Отложения башкирского яруса представлены двумя типами разрезов: карбонатным и терригенно-карбонатным. Карбонатный тип разреза имеет наиболее широкое распространение и в нем преобладают органогенные, органогенно-обломочные и оолитовые известняки. Абсолютные отметки кровли башкирского яруса в пределах Соликамской депрессии (Предуральский краевой прогиб) находятся в интервале от - 1400 м до - 1800 м [Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М: ОАО ВНИИОЭНГ, 2010. - 335 с.].
Известны универсальные способы определения коэффициента вытеснения нефти, применимые для различных отложений (Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И. - Пермь, 1980. - 12 с. и Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом / Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Хижняк Г.П. - Пермь, 1988. - 12 с.), включающие отбор образцов, определение проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, а также определение дополнительно количества смол силикагелевых и асфальтенов в нефти. При этом значение коэффициента вытеснения нефти Квт водой, согласно указанным известным рекомендациям, рассчитывают по соответствующей математической формуле, с учетом измеренных значений проницаемости продуктивной породы по газу, вязкости нефти, количества в нефти смол силикагелевых и асфальтенов.
Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем специальном оборудовании для моделирования пластовых условий. Кроме того, эти известные способы не отличаются высокой точностью (относительная погрешность - 5,9-6,2%; абсолютная погрешность - 3,2-3,4%).
Также известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, описанный в автореферате к диссертации «Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях» (автор Хижняк Г.П., 2012 (http://www.dissercat.com/content/kompleksnoe-reshenie-problemy-otsenki-koeffitsienta-vytesneniya-nefti-v-razlichnykh-geologo-), согласно которому производят отбор образцов, определяют проницаемость продуктивной породы по нефти (Кпрн), вязкость (μн) нефти, а значение коэффициента вытеснения нефти для образца устанавливают с использованием отношения указанных выше параметров Кпрн/μн.
Недостатком указанного известного способа является недостаточная точность результатов по установлению коэффициента вытеснения нефти, а именно: относительная погрешность - находится в диапазоне 7,5-12,5%; абсолютная погрешность - 4,9-8,4%.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях (ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях), который можно использовать для любых видов горных пород, в том числе и для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии. Согласно известному способу производят изготовление из керна стандартных цилиндрических образцов, экстрагирование содержащейся нефти из изготовленных образцов, высушивание их до постоянной массы, и измерение размеров цилиндрических образцов, после чего производят определение коэффициента пористости (Кп) образца, его коэффициента проницаемости по газу (Кпрг), далее выполняют водонасыщение под вакуумом проэкстрагированных образцов пластовой водой, создают остаточную водонасыщенность (Ков), соответствующую начальному максимальному нефтенасыщению, производят донасыщение нефтью и выдерживают несколько часов при заданных давлении и температуре. Вытеснение нефти из образца производится с постоянной заданной скоростью, посредством прессов или насосов. Коэффициент вытеснения нефти Квт в известном способе определяют по формуле:
Квт=Vн/Vн.нач,
где Квт - коэффициент вытеснения нефти водой, д.ед.;
Vн.нач - объем нефти, первоначально содержащейся в образце, определяемый по разности объемов пустот и остаточной воды, см3;
Vн - объем вытесненной из образца нефти, см3.
Недостатками указанного известного способа являются техническая сложность, потребность в дорогостоящем оборудовании, многократная сборка и разборка кернодержателя после каждого испытания, что усложняет способ.
Кроме того, точность определения Квт указанным известным способом составляет величину 5% и более, что может привести к ошибочным выводам при подсчете запасов нефти в пласте.
Таким образом, опыт определения коэффициента вытеснения нефти показал, что применяемые в настоящее время известные способы определения не обладают достаточной точностью и надежностью в плане обеспечения достоверности результатов.
Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении точности определения коэффициента вытеснения нефти водой для башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, за счет увеличения при его определении числа информационных показателей и определенной взаимосвязи между ними.
Дополнительным техническим результатом является упрощение способа, за счет исключения длительных и трудоемких лабораторных операций по определению коэффициента вытеснения нефти, и за счет того, что при его реализации используют параметры образца, определяемые в массовом порядке при стандартных лабораторных исследованиях керна.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μн,, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производится вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности и определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, и далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, новым при этом является то, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:
Z=-101,442+191,381⋅Кп-29,490⋅Ков-13,620⋅Кпрг+35,118⋅ρ,
где Кп - коэффициент пористости, д.ед.;
Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;
Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм2;
ρ - объемная плотность горной породы, г/см3;
по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:
- при Z>0 - горную породу относят к первому классу;
- при Z<0 - ко второму классу;
далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:
КвтМ1=А0+А1⋅Кпрг+А2⋅μн+А3⋅(Кпрг/μн)+А4⋅ρ+А5⋅Ков,
где А0, Al, А2, A3 и А4 - коэффициенты и равны: А0=1,1483,
А1=-5,6251, А2=0,1718, А3=16,1795, А4=-0,4404, А5=-0,1534.
Таким образом, для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:
А для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:
КвтМ2=В0+В1⋅Кпрг+В2⋅(Кпрг/μн),
где В0, B1, В2 - коэффициенты и равны: В0=0,5712, В1=0,1914, В2=0,2823.
Таким образом для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:
КвтМ2=0,5712+0,1914⋅Кпрг+0,2823⋅(Кпрг/μн),
где КвтМ1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;
КвтМ2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;
μн - вязкость нефти, мПа⋅с.
Значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и известному значению вязкости нефти μн.
Поставленный технический результат достигается за счет следующего.
Для понимания существа вопроса следует пояснить, что башкирские карбонатные отложения Соликамской депрессии, расположенной в северной части Пермского края, являются одними из основных объектов нефтедобычи в этих регионах. Коэффициент вытеснения нефти, входя в основную формулу подсчета извлекаемых запасов нефти, является петрофизической основой их подсчета в породах, представленных башкирскими карбонатными отложениями Соликамской депрессии.
Благодаря расширению количества используемых в предлагаемом способе информационных показателей (помимо определения стандартных характеристик: коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, коэффициента пористости Кп, коэффициента проницаемости образца по газу Кпрг и вязкости нефти μн, дополнительно определяется объемная плотность ρ горной породы), а также благодаря разнесению пород по классам, возникает возможность дифференцированно оценить коэффициент вытеснения нефти водой различных зон продуктивных пластов и достоверно оценить извлекаемые запасы в башкирских карбонатных отложениях Соликамской депрессии.
За счет того что экспериментальным путем были получены определенные зависимости для математического расчета Квт для горных пород первого и отдельно для пород второго класса, обеспечивается дополнительная информационная связь указанных выше параметров образца между собой, что делает предлагаемый способ достоверным и точным.
Для доказательства такого вывода, приводим иллюстрацию в виде двух рисунков. На Рис. 1 приведена зависимость модельного, т.е. математически рассчитанного по уравнению (1) значения КвтМ, от экспериментального значения Квт без разделения данных на классы, полученная при реализации предлагаемого способа с использованием параметра «объемная плотность ρ горной породы»:
На Рис. 2 - приведена полученная при реализации предлагаемого способа аналогичная зависимость с разделением исходных данных на классы. Модельные (расчетные) значения КвтМ1 (для горной породы первого класса) и КвтМ2 (для горной породы второго класса), рассчитаны по уравнениям (2) и (3):
Корреляционное поле фактических и рассчитанных по уравнениям (2) и (3) значений коэффициента вытеснения (рис. 2) показывает, что они хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,013 д.ед. и средней относительной 
Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой достоверностью определить значение Квт по данным стандартных исследований керна. Статистически обоснованы регрессионные уравнения для оценки Квт в башкирских карбонатных отложениях месторождений Соликамской депрессии.
Благодаря исключению ряда лабораторных операций, влекущих за собой необходимость использования дорогостоящего оборудования и требующих значительных временных затрат, способ является простым в реализации.
При реализации предлагаемого способа выполняли следующие операции в нижеуказанной последовательности (для наглядности, операции способа совмещены с примером конкретного осуществления).
1. Из керна продуктивных карбонатных пластов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Логовского и Мысьинского месторождений Соликамской депрессии Пермского края изготовили стандартные цилиндрические образцы диаметром 0,30 см: 9 шт. - для Логовского месторождения, 10 шт. - для Мысьинского месторождения.
2. Затем указанные образцы подвергали экстрагированию от нефти и высушивали до постоянной массы, определяя вес P1 (г) каждого сухого проэкстрагированного образца.
3. У каждого образца определяли коэффициент пористости (Кп, д.ед.) (ГОСТ 26450.1-85. Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости методом жидкостенасыщения) и абсолютную проницаемость по газу (Кпрг, мкм2) (ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации), например, с помощью автоматического прибора для определения пористости и проницаемости «АР-608» (США, «Coretest Systems»).
4. Далее под вакуумом на Автоматической установке насыщения керна AST-600 (США, «Core Lab Instruments») производили 100%-ное насыщение всех образцов жидкостью: пластовой водой или ее моделью, с последующим взвешиванием каждого насыщенного образца как в насыщающей жидкости Р2 (г), так и в воздухе Р3 (г), и с использованием этих параметров определяли объемную плотность ρ (г/см3) горной породы, из которой выполнен образец, по формуле:
где ρж - плотность жидкости, г/см3.
При этом в качестве пластовой воды использовали ее модель - 4-х нормальный раствор хлорида натрия NaCl:
- Логовское месторождение - плотность - 1,177 г/см3;
- Мысьинское месторождение - плотность - 1,159 г/см3.
5. Затем методом капилляриметрии производили вытеснение воды из образцов, например, на Капилляриметре групповом В32-32 (Россия, НТЦ «Амплитуда»), до значения остаточной водонасыщенности, соответствующей начальной нефтенасыщенности продуктивного пласта, и определяли вес образца с остаточной водой Р4 (г). С учетом полученных показателей рассчитывали коэффициент остаточной водонасыщенности Ков по формуле:
6. С помощью линейного дискриминантного анализа [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] по средним значениям коэффициента остаточной водонасыщенности Ков, плотности ρ горной породы и коэффициента пористости Кп рассчитывали дискриминатную функцию Z по формуле:
По знаку числового значения указанной дискриминантной функции Z определяли класс [Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных. М.: Мир, 1977 - 353 с.] модели пласта исходя из следующего:
при Z>0 - горную породу относят к первому классу;
при Z<0 - горную породу относят ко второму классу.
Расчет показал, что дискриминантная функция Z образца Логовского месторождения имеет положительное значение (Z>0), т.е. образец относится к первому классу, дискриминантная функция Z образца Мысьинского месторождения имеет отрицательное значение (Z<0) - т.е. образец относится ко второму классу.
В таблице 1 приведены характеристики образцов пласта башкирских отложений. Причем следует указать, что из образцов одного месторождения, приведенных в таблице 1, компонуется модель пласта этого месторождения, и вместо лабораторного, длительного и трудоемкого определения на ней Квт по прототипу, этот Квт рассчитывается по вышеуказанной математической формуле (2) или (3) по средним значениям для образцов модели параметров Кп, Кпрг и др.
В таблице 2 приведены данные о средних характеристиках моделей пласта башкирских карбонатных отложений Логовского и Мысьинского месторождений Соликамской депрессии Пермского Прикамья и результаты дискриминантного анализа.
Значение P(Z)_1=0.998 для модели Логовского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели к 1-му классу, а значение P(Z)_2=1 для модели Мысьинского месторождения подтверждает правильность отнесения данной модели ко 2-му классу.
Для обоих классов методом регрессионного анализа обоснованы многомерные регрессионные уравнения для расчета значений коэффициента вытеснения нефти для породы первого класса КвтМ1 и для породы второго класса КвтМ2 по формулам:
- для 1 класса:
- для 2 класса:
Рассчитанные таким образом значения коэффициента вытеснения нефти равны:
- 1 класс, модель пласта Логовского месторождения - Квт=0,531;
- 2 класс, модель пласта Мысьинского месторождения - Квт=0,640.
Сравнение определенных по предлагаемому способу значений КвтМ1 и КвтМ2 с определенными экспериментально по прототипу для моделей башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии значениями Квт свидетельствует о высокой точности предлагаемого способа. Абсолютная ошибка расчета (ΔКвтабс) не превысила 0,006 ед., относительное отклонение (ΔКвтотн) - не более 0,85%. Данные приведены в таблице 3.
Достоверность предлагаемого способа в сравнении с прототипом представлена на рис. 1 и рис. 2. На рис. 1 приведена зависимость фактических Квт и модельных КвтМ значений коэффициента вытеснения башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, рассчитанных без разделения моделей пласта на классы. На рис. 2 приведена зависимость фактических Квт и модельных КвтМ1, КвтМ2 значений коэффициента вытеснения после разделения исходной выборки на классы.
Данные, приведенные на рис. 1, показывают, что при сопоставлении модельных и фактических значений Квт поле корреляции состоит из двух частей: при значениях Квт меньших 0,53 - модельные значения преимущественно превышают фактические, при Квт больших 0,53 - модельные значения существенно отличаются от экспериментальных, и корреляционное поле имеет значительный разброс вокруг линии равных значений. Это позволило сделать предположение о неоднородности выборки и наличии обособленных групп значений. Данные, приведенные на рис. 2, показывают, что фактические Квт и модельные (по классам) КвтМ1, КвтМ2 значения коэффициента вытеснения хорошо контролируют друг друга, при средней абсолютной ошибке 0,013 д.ед. и средней относительной .
Погрешность относительная по прототипу составляет 5%, в то время как по предлагаемому способу погрешность выявлена в пределах 0-0,85% (табл. 3).
Благодаря тому, что предлагаемый способ позволяет проводить определение Квт с точностью, превышающей в 5,9 раз точность определения этого показателя по прототипу, обеспечивается наиболее точное представление о распределении запасов нефти. Это позволяет не только уточнить подсчет запасов, но и внести коррективы при осуществлении проекта рациональной разработки нефтяной залежи.
Примечание:
P(Z)_1 - вероятность отнесения образца пласта к 1-му классу,
P(Z)_2 - вероятность отнесения образца пласта ко 2-му классу.
ΔКвтабс - абсолютная ошибка расчета;
ΔКвтотн - относительное отклонение;
Квт - коэффициент вытеснения нефти, определенный по прототипу, д.ед.;
КвтМ - коэффициент вытеснения нефти, определенный по предлагаемому способу, д.ед.
Claims (17)
1. Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии, согласно которому из керна реальной породы башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии изготовляют стандартные цилиндрические образцы, экстрагируют их от нефти, высушивают до стабилизации массы, взвешивают в сухом состоянии, определяют коэффициент пористости Кп, коэффициент абсолютной проницаемости по газу Кпрг и вязкость нефти μн, под вакуумом производят 100%-ное насыщение образца пластовой водой или ее моделью, насыщенный образец взвешивают в воздухе, методом капилляриметрии производят вытеснение воды из образцов до величины остаточной водонасыщенности, определяют коэффициент остаточной водонасыщенности Ков, далее устанавливают коэффициент вытеснения нефти Квт, отличающийся тем, что после 100%-ного насыщения водой образца под вакуумом дополнительно производят взвешивание его в воде, затем определяют объемную плотность ρ горной породы, из которой состоит образец, методом дискриминантного анализа рассчитывают значение дискриминантной функции Z образца по формуле:
Z=101,442-191,381⋅Кп+29,490⋅Ков+13,620⋅Кпрг-35,118⋅ρ,
где Кп - коэффициент пористости, д.ед.;
Ков - коэффициент остаточной водонасыщенности образца, д.ед.;
Кпрг - коэффициент абсолютной проницаемости по газу, мкм2;
ρ - объемная плотность горной породы, г/см3,
по указанной дискриминантной функции Z определяют класс горной породы, из которого выполнен образец, исходя из следующего:
при Z>0 горную породу относят к первому классу;
при Z<0 - ко второму классу,
далее для образца, отнесенного к первому классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ1 по формуле:
КвтМ1=1,1483-5,6251⋅Кпрг+0,1718⋅μн+16,1795⋅(Кпрг/μн)-0,4404⋅ρ-0,1534⋅Ков,
а для образца, отнесенного ко второму классу, рассчитывают коэффициент вытеснения нефти КвтМ2 по следующей формуле:
КвтМ2=0,5712+0,1914⋅Кпрг+0,2823⋅(Кпрг/μн),
где КвтМ1 - коэффициент вытеснения нефти образца первого класса, д.ед;
КвтМ2 - коэффициент вытеснения нефти образца второго класса, д.ед;
μн - вязкость нефти, мПа⋅с.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что значение коэффициента вытеснения нефти Квт для конкретного продуктивного пласта рассчитывают по средним для всех образцов обоих классов значениям коэффициентов пористости Кп, абсолютной проницаемости по газу Кпрг и остаточной водонасыщенности Ков, объемной плотности горной породы ρ и известному значению вязкости нефти μн.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116296A RU2654315C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017116296A RU2654315C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2654315C1 true RU2654315C1 (ru) | 2018-05-17 |
Family
ID=62153091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017116296A RU2654315C1 (ru) | 2017-05-10 | 2017-05-10 | Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2654315C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10422916B2 (en) * | 2017-08-10 | 2019-09-24 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for determining bulk density, porosity, and pore size distribution of subsurface formations |
| CN112485174A (zh) * | 2020-10-19 | 2021-03-12 | 中国地质大学（北京） | 基于堆叠立方体模型计算含水合物储层渗透率的方法 |
| RU2777702C1 (ru) * | 2021-11-26 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии и устройство для его реализации |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1818954A1 (ru) * | 1989-09-27 | 1996-03-10 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Способ определения коэффициента вытеснения нефти |
-
2017
- 2017-05-10 RU RU2017116296A patent/RU2654315C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1818954A1 (ru) * | 1989-09-27 | 1996-03-10 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Способ определения коэффициента вытеснения нефти |
Non-Patent Citations (4)
| Title |
|---|
| Г.П.Хижняк и др. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, N8, стр.42-45. * |
| Г.П.Хижняк. Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях. Автореф. диссертации на соискание уч. степ. доктора технических наук, г. Пермь, 2012. * |
| Е.А.Гладких и др. К вопросу определения коэффициента вытеснения нефти водой для визейских терригенных отложений Соликамской депрессии Пермского края / Сб. статей Международной научно-практической конференции "Новая наука: история становления, современное состояние, перспективы развития", часть 3, г. Пермь: МЦИИ "ОМЕГА САЙНС", подписано в печать 12.04.2017 г., стр.111-113. * |
| Е.А.Гладких и др. К вопросу определения коэффициента вытеснения нефти водой для визейских терригенных отложений Соликамской депрессии Пермского края / Сб. статей Международной научно-практической конференции "Новая наука: история становления, современное состояние, перспективы развития", часть 3, г. Пермь: МЦИИ "ОМЕГА САЙНС", подписано в печать 12.04.2017 г., стр.111-113. Г.П.Хижняк. Комплексное решение проблемы оценки коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-технологических условиях. Автореф. диссертации на соискание уч. степ. доктора технических наук, г. Пермь, 2012. Г.П.Хижняк и др. Опыт применения методики оценки коэффициента нефтевытеснения при проектировании разработки нефтяных месторождений Пермского края / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, N8, стр.42-45. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10422916B2 (en) * | 2017-08-10 | 2019-09-24 | Saudi Arabian Oil Company | Methods and systems for determining bulk density, porosity, and pore size distribution of subsurface formations |
| CN112485174A (zh) * | 2020-10-19 | 2021-03-12 | 中国地质大学（北京） | 基于堆叠立方体模型计算含水合物储层渗透率的方法 |
| CN112485174B (zh) * | 2020-10-19 | 2021-09-14 | 中国地质大学（北京） | 基于堆叠立方体模型计算含水合物储层渗透率的方法 |
| RU2777702C1 (ru) * | 2021-11-26 | 2022-08-08 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти в масштабе пор на основе 4D-микротомографии и устройство для его реализации |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Thomeer | Introduction of a pore geometrical factor defined by the capillary pressure curve | |
| Di Federico et al. | Gravity-driven flow of Herschel–Bulkley fluid in a fracture and in a 2D porous medium | |
| CN107917865A (zh) | 一种致密砂岩储层多参数渗透率预测方法 | |
| CN103225500A (zh) | 一种应用三参数自洽迭代算法的新型水淹层测井评价方法 | |
| RU2654315C1 (ru) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Соликамской депрессии | |
| RU2602249C1 (ru) | Способ определения характеристик газонефтяной переходной зоны в необсаженной скважине | |
| CN106501151A (zh) | 一种基于渗吸和离子扩散特性的页岩孔径测量装置及方法 | |
| CN108252709A (zh) | 一种致密砂岩油藏的油水性质识别方法及系统 | |
| CN105223616A (zh) | 一种页岩储层的孔隙纵横比反演方法 | |
| CN103527172B (zh) | 可变岩电耦合指数含水饱和度计算方法 | |
| CN107367520A (zh) | 一种基于xrf识别细粒沉积岩岩性的方法 | |
| CN105604546A (zh) | 双重介质碳酸盐岩储层的定量分类方法 | |
| CN107065033A (zh) | 一种致密砂岩储层微裂缝发育的识别方法及装置 | |
| CN110470581B (zh) | 确定储层应力敏感程度的方法、装置及存储介质 | |
| Szabo | New methods for measuring imbibition capillary pressure and electrical resistivity curves by centrifuge | |
| CN105401937A (zh) | 一种基于孔隙结构的饱和度指数预测方法 | |
| RU2653178C1 (ru) | Способ определения коэффициента вытеснения нефти башкирских карбонатных отложений Башкирского свода | |
| CN110322363A (zh) | 页岩气储层改造体积计算方法及系统 | |
| Engstrøm | A new method to normalize capillary pressure curves | |
| CN111241652B (zh) | 一种确定地层原油粘度的方法及装置 | |
| Such et al. | The influence of reservoir conditions on filtration parameters of shale rocks | |
| RU2681973C1 (ru) | Оценка смачиваемости поверхности порового пространства горных пород на основе диффузионно-адсорбционной активности | |
| CN111221038B (zh) | 薄储层厚度定量预测的方法和装置 | |
| NO321449B1 (no) | Formasjonsproduserbarhet og vannandel fra NMR-data ved bruk av en isolert poremodell | |
| CN110410058A (zh) | 一种校正岩心实验结果刻度二维核磁测井的方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190511 |