RU2747948C1 - Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород - Google Patents
Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород Download PDFInfo
- Publication number
- RU2747948C1 RU2747948C1 RU2020124135A RU2020124135A RU2747948C1 RU 2747948 C1 RU2747948 C1 RU 2747948C1 RU 2020124135 A RU2020124135 A RU 2020124135A RU 2020124135 A RU2020124135 A RU 2020124135A RU 2747948 C1 RU2747948 C1 RU 2747948C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sample
- oil
- ray
- pressure
- oil recovery
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 11
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 claims description 10
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 3
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 claims description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002872 contrast media Substances 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 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
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
-
- 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
- G01N15/082—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample
- G01N15/0826—Investigating permeability by forcing a fluid through a sample and measuring fluid flow rate, i.e. permeation rate or pressure change
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
- G01N23/02—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material
- G01N23/06—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and measuring the absorption
- G01N23/083—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and measuring the absorption the radiation being X-rays
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Analysing Materials By The Use Of Radiation (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов и при подсчете извлекаемых запасов нефти, оперативном контроле за разработкой нефтяных месторождений. Способ включает создание в образце остаточной водонасыщенности: исследуемый образец помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки, образец сканируют рентгеновским излучением (сигнал детектора Iво), затем поровое пространство образца заполняют рекомбинированной нефтью (моделью пластовой нефти), проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора рентгеновского излучения Iнн). После скачкообразного изменения порового давления насос переводят в режим поддержания давления в гидросистеме и забирают флюид, выходящий из образца горной породы, - моделирование режима истощения пласта-коллектора. Измеряют объем выходящего из образца флюида (нефти и газа) на каждом этапе эксперимента. Сбор выходящего флюида проводят до стабилизации показаний суммарного прокачанного объема, после чего проводят сканирование образца рентгеновским излучением. Коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа эксперимента и суммарный коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности определяют по зависимостям. Технический результат - увеличение точности и достоверности измерения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов. 1 табл., 4 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтехимической промышленности и может быть использовано в промысловых и научно-исследовательских лабораториях для разработки технологий увеличения нефтеотдачи пластов и при подсчете извлекаемых запасов нефти, оперативном контроле за разработкой нефтяных месторождений.
Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов горных пород с использованием рентгеновского контроля насыщенности в условиях, приближенных к пластовым. Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения используются при разработке проектов эксплуатации нефтяных месторождений.
Известен способ определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях [ОСТ 39-195-86]. Способ включает подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание остаточной водонасыщенности в образце горной породы, создание рабочего давления и температуры, соответствующих пластовым, прокачку нефти через исследуемый образец, прокачку модели пластовой воды с постоянным расходом и вытеснение нефти. Расчет коэффициента вытеснения нефти проводится с использованием значений начальной и конечной нефтенасыщенности образца горной породы. Данный способ не позволяет определить остаточную нефтенасыщенность для низкопроницаемых образцов горных пород в лабораторном эксперименте, моделирующем режим истощения пласта-коллектора.
Известен способ определения нефтенасыщенности керна, включающий подготовку рабочей жидкости и образца к испытаниям, экстракцию и высушивание образца, создание рабочего давления и температуры, соответствующие пластовым, измерение электрического сопротивления образцов керна [ОСТ 39-235-89 «Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации»]. Определение нефтенасыщенности проводят при фильтрации минерализованной воды и нефти в различных соотношениях в условиях максимально приближенных к пластовым, с использованием пластовых и модельных жидкостей. Нефтенасыщенность керна определяют при условии заполненности порового пространства водой и нефтью: Sн=1-Sв, где Sн и Sв - нефтенасыщенность и водонасыщенность.
Данный способ не позволяет определить нефтенасыщенность для неустановившегося потока в низкопроницаемых образцах горной породы и рассчитать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения.
Известен способ определения нефтенасыщенности породы, осуществляемый путем установившейся совместной фильтрацией нефти и газа через образец горной породы и измерения в процессе фильтрации промежуточной интенсивности рентгеновского излучения, прошедшего через образец; измерения интенсивности рентгеновского излучения при последовательном сканировании сухого образца, образца с остаточной водонасыщенностью насыщенного нефтью и определения насыщенности по зависимости [RU 2360233 С1, МПК G01N 23/083 (2006.01), опубл. 2009].
Данный способ не позволяет определять нефтенасыщенность и рассчитывать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых коллекторов.
Известен способ определения давления начала конденсации в пористой среде [RU 2580858 С1, МПК G01N 15/08, G01N 23/02, Е21В 49/00 (2006.01), опубл. 2016], в котором осуществляют моделирования режима истощения в образце горной породы, заключающийся в подготовке пористой среды (образцов горной породы) к испытаниям - экстракцию, высушивание при температуре 105°С до постоянной массы и насыщение образцов пористой среды газоконденсатной смесью в кернодержателе фильтрационной установки в условиях, моделирующих пластовые (горное и поровое давление, повышенная температура). Моделирование процесса истощения пористой среды, заключается в пошаговом уменьшении порового давления и сканировании пористой среды рентгеновским излучением на каждом шаге по давлению. По графику зависимости интенсивности рентгеновского излучения, прошедшего через пористую среду от порового давления определяют давления начала конденсации.
Известный способ не позволяет определить изменение нефтенасыщенности при сканировании образца горной породы рентгеновским излучением и рассчитать коэффициент извлечения нефти в режиме истощения.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка экспрессного и информативного способа определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород в условиях приближенных к пластовым (повышенного давления и температуры).
При решении поставленной задачи достигается технический результат, который заключается в увеличении точности и достоверности измерения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения нефтенасыщенности керна проводят насыщение образцов керна моделью пластовой воды в сатураторе в соответствии с ГОСТ 26450.1; задают остаточную водонасыщенность в образцах керна методом полупроницаемой мембраны или центрифугированием по ОСТ 39-204-86 (Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления). Единичный образец с остаточной водонасыщенностью помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки (гидравлическая схема установки приведена на фиг. 1) и задают условия, моделирующие пластовые: повышенная температура и давление обжима. Затем проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью рентгеновским излучением - сигнал детектора рентгеновского излучения Iво. Далее образец заполняют керосином, поднимают поровое давление в образец подают рекомбинированную нефть (модель пластовой нефти); проводят сканирование рентгеновским излучением - сигнал с детектора Iнн. На следующем этапе перекрывают вентиль на входе в кернодержатель, поршневым насосом уменьшают давление, насос переводят в режим поддержания постоянного давления и, после стабилизации давления, открывают клапан. Насос при этом отбирает флюид, выходящий из образца горной породы. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом флюида, определяют объем извлеченного из гидросистемы и образца керна флюида Vф. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора Ii). Для учета при измерениях объемного расширения газонасыщенной нефти в подводящих трубках, проводят градуировку на металлическом образце-имитаторе, при этом значения порового давления выбирают в соответствии с этапами измерений с образцом горной породы.
Новым в предлагаемом способе является то, что после создания в образце остаточной водонасыщенности исследуемый образец помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки, образец сканируют рентгеновским излучением (сигнал детектора Iво), затем поровое пространство образца заполняют рекомбинированной нефтью (моделью пластовой нефти), проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора рентгеновского излучения Iнн). После скачкообразного изменения порового давления насос переводят в режим поддержания давления в гидросистеме и забирают флюид, выходящий из образца горной породы - моделирование режима истощения пласта-коллектора. Измерение объема выходящего из образца флюида (нефти и газа) на каждом этапе эксперимента проводится насосом, работающим в режиме поддержания давления. Сбор выходящего флюида проводится до стабилизации показаний суммарного прокачанного объема насоса. После стабилизации показаний насоса проводят сканирование образца рентгеновском излучением (сигнал с детектора рентгеновского излучения Ii). Коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа эксперимента рассчитывают по формуле: 
а суммарный коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности 
рассчитывают по формуле: 
Существенной новизной является использование значений сигнала детектора рентгеновского излучения, полученных при сканировании образца, насыщенного рекомбинированной нефтью и остаточной водонасыщенностью для расчета коэффициента извлечения нефти в режиме истощения по приведенной зависимости в условиях повышенного давления и температуры.
Предлагаемый способ применим в лабораторных экспериментах по определению коэффициентов извлечения нефти и газа в режиме истощения в условиях, приближенных к пластовым.
На фиг. 1 приведена рекомендуемая гидросхема подключения узлов фильтрационной установки при измерении коэффициента извлечения нефти в режиме истощения, где показано: 1, 2 - насосы, 3 - кернодержатель, 4 - запорно-регулирующий клапан (ЗРК), 5 - поршневая емкость, 6 - датчик разности давлений,7 - автоматический клапан (без изменения объема гидросистемы при срабатывании) на входе в кернодержатель 3; 8, 9, 10, 11, 12, 13 - вентили.
На фиг. 2 приведен пример зависимости объема флюида, прокачанного насосом от времени.
На фиг. 3 приведена зависимость объема извлеченного из гидросистемы флюида в режиме истощения в сравнении с результатами калибровочного эксперимента на образце-имитаторе.
На фиг. 4 приведена зависимость значений сигнала детектора, полученных при сканировании образца горной породы при различных поровых давлениях.
Схема проведения эксперимента по определению коэффициента извлечения нефти и газа в режиме истощения в условиях, приближенных к пластовым с использованием предлагаемого способа.
Образец с остаточной водонасыщенностью помещают в манжету кернодержателя 3 фильтрационной установки с рентгеновским контролем; подключают подводящие трубки к входу кернодержателя 3. Сборку гидравлической системы проводят в соответствии со схемой, приведенной на фиг. 1. Устанавливают температуру кернодержателя 3, подводящих линий, поршневой емкости 5 с моделью нефти в соответствии с геолого-физическим условиями исследуемого пласта/месторождения. Поднимают давление обжима. Проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью рентгеновским излучением (сигнал с детектора Iво).
Замещают газ в поровом пространстве образца керосином. Для этого к входу кернодержателя 3 подключают поршневую емкость 3 с керосином, в образец подают керосин. Перепад давления на образце во время прокачки флюидов в эксперименте не должен превышать давление в центрифуге/капилляриметре, при котором создавалась остаточная водонасыщенность. После появления керосина в выходной линии к выходу кернодержателя 3 подключают запорно-регулирующий клапан 4 и, продолжая подачу керосина, поднимают поровое давление. Прокачивают не менее трех поровых объемов керосина. Затем к входу кернодержателя 3 подключают поршневую емкость 5 с моделью пластовой нефти. В соответствии с рекомендуемой гидросхемой (фиг. 1), закрывают вентили 7, 12, 13, насосом 1 прокачивают не менее трех объемов пор нефти при пластовом давлении и температуре.
Образец с остаточной водонасыщенностью и моделью пластовой нефти в поровом пространстве сканируют рентгеновским излучением (сигнал с детектора Iнн). Перекрывают вентиль 7 на входе кернодержателя 3, соединяющий поршневую емкость 5 с пластовой нефтью и кернодержатель 3 с образцом (закрывают вентили 8, 9, 10, 11; открывают вентили 12, 13 (фиг. 1)). Подключают напрямую к кернодержателю насос 2, работающий в режиме поддержания давления. Выравнивают давление в насосе 2 и гидросистеме.
Закрывают клапан 7 на входе в кернодержатель 3, уменьшают давление в насосе2, переводят насос 2 в режим поддержания постоянного давления. После установления равновесного значения давления (изменение прокачанного насосом 2 объема не превышает 0.5% за 0,5 часа) обнуляют значение суммарного прокачанного объема флюида на насосе, включают запись в лог файл данных с насоса 2 (расход флюида, суммарный прокачанный объем, температура, давление), открывают клапан 7 на входе в кернодержатель 3. Насос 2 при этом отбирает флюид, выходящий из образца горной породы. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом 2 флюида (изменение объема не превышает 0.5% за 0,5 часа), определяют объем извлеченного флюида Vф. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора Ii). Определение коэффициента извлечения нефти в режиме истощения проводят для нескольких значений порового давления. Количество этапов должно быть не менее пяти.
Для учета в эксперименте объемного расширения газонасыщенной нефти в подводящих трубках, проводят градуировочный эксперимент на металлическом образце-имитаторе. Измерения в калибровочном эксперименте выполняют при тех же значениях порового давления, которые выбраны в эксперименте с образцом горной породы. На каждом этапе определяют объем извлеченного флюида Vк.
Коэффициент извлечения газонасыщенной нефти в режиме истощения для каждого этапа фильтрационного эксперимента рассчитывают по формуле:
где: Kn - коэффициент извлечения газонасыщенной нефти для n этапов эксперимента;
Vпор - объем пор образца, мл;
Kво - остаточная водонасыщенность, д.ед.
Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа фильтрационного эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности рассчитывают по формуле:
где Ii - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения при сканировании на i-ом этапе эксперимента, В;
Iво - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В. Поровое пространство образца заполнено остаточной водой и газом (воздухом);
Iнн - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В. Поровое пространство образца заполнено остаточной водой и моделью пластовой нефти.
Коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности 
рассчитывают по формуле:
Полученные значения используют для расчета коэффициента извлечения газа для n этапов эксперимента по формуле:
Пример проведения эксперимента по определению коэффициента извлечения нефти в режиме истощения.
Измерения проводят на цилиндрическом терригенном образце горной породы с абсолютной проницаемостью по газу 0,08·10-3 мкм2 и пористостью 10,2%, остаточная водонасыщенность - 62,4%. Образец помещают в кернодержатель 3 рентгеновской фильтрационной установки, поднимают давление обжима 30 МПа, задают температуру испытания 80°С. Проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью. Подключают к входной линии кернодержателя 3 поршевую емкость 5 с керосином, подают керосин в образец горной породы. После заполнения выходной линии кернодержателя Ззакрывают запорно-регулирующий клапан 4, поднимают поровое давление до 15 МПа. Подключают ко входу кернодержателя 3 поршневую емкость 5 с пластовой нефтью исследуемого месторождения (нефтью, рекомбинированной газом), в нефть предварительно добавляют рентгеноконтрастное вещество C8H17I 10% об. Подают в образец керна нефть, прокачивают 2-3 поровых объема, проводят сканирование образца рентгеновским излучением. В соответствии с описанной процедурой подключают насос 2, выравнивают давление в гидросистеме. Закрывают клапан 7 на входе в кернодержатель, уменьшают давление в насосе 2 до 12,5 МПа, переводят насос 2 в режим поддержания постоянного давления. После установления равновесного значения давления обнуляют значение суммарного прокачанного объема флюида на насосе 2, включают запись в лог файл данных с насоса 2, открывают клапан 7 на входе в кернодержатель. На фиг. 2 приведен пример зависимости объема флюида, прокачанного насосом от времени. После установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема прокачанного насосом флюида, определяют объем извлеченного флюида Vф. Проводят сканирование образца рентгеновским излучением. Определение коэффициента извлечения нефти в режиме истощения проводят для нескольких значений порового давления: 12,5; 10; 5; 1 МПа.
Проводят градуировочный эксперимент на металлическом образце-имитаторе при тех же значения порового давления. На каждом этапе определяют объем извлеченного флюида Vк. По формуле (1) рассчитывают коэффициент извлечения газонасыщенной нефти в режиме истощения для каждого этапа фильтрационного эксперимента. Значения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа фильтрационного эксперимента с рентгеновским контролем насыщенности рассчитывают по формуле (2). На фиг. 3 приведена зависимость объема извлеченного из гидросистемы флюида в режиме истощения в сравнении с результатами калибровочного эксперимента на образце-имитаторе. На фиг. 4 приведена зависимость значений сигнала детектора, полученных при сканировании образца горной породы при различных поровых давлениях. Результаты определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения приведены в таблице 1, где указаны:
Рпор - поровое давление, атм,
Vметал - объем извлеченного флюида из гидросистемы при работе с металлическим образцом-имитатором, мл,
Vкерн - объем извлеченного флюида из гидросистемы при работе с образцом керна, мл,
Vфлюид - объем извлеченного флюида из образца керна (с учетом градуировочного эксперимента), мл,
Кn - коэффициент извлечения газонасыщенной нефти, д.ед.
KnXR - коэффициент извлечения нефти, д.ед.
Кг - коэффициент извлечения газа, д.ед.
Таким образом, заявляемая совокупность существенных признаков обеспечивает достижение требуемого технического результата - увеличение точности и достоверности измерения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения для низкопроницаемых образцов за счет того, что для определения коэффициента извлечения флюида используют метод баланса с применением градуировочного образца, коэффициент извлечения нефти определяют с использованием рентгеновского контроля насыщенности, а расчет значений нефте-, газонасыщенности проводят с использованием формул 1-4.
Claims (6)
- Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород, заключающийся в том, что проводят насыщение образцов керна моделью пластовой воды, задают остаточную водонасыщенность в образцах керна методом полупроницаемой мембраны или центрифугированием, при этом единичный образец с остаточной водонасыщенностью помещают в рентгенопрозрачный кернодержатель фильтрационной установки и задают условия, моделирующие пластовые: повышенная температура и давление обжима, затем проводят сканирование образца с остаточной водонасыщенностью рентгеновским излучением - сигнал детектора рентгеновского излучения Iво, отличающийся тем, что далее образец заполняют керосином, поднимают поровое давление, в образец подают рекомбинированную нефть и проводят сканирование рентгеновским излучением - сигнал с детектора Iнн, на следующем этапе уменьшают давление, после стабилизации давления отбирают флюид, выходящий из образца горной породы, после установления равновесного давления в гидросистеме и стабилизации показаний объема флюида определяют объем извлеченного из гидросистемы и образца керна флюида Vф, проводят сканирование образца рентгеновским излучением (сигнал с детектора Ii), при этом для учета при измерениях объемного расширения газонасыщенной нефти проводят градуировку на металлическом образце-имитаторе, при этом значения порового давления выбирают в соответствии с этапами измерений с образцом горной породы, коэффициент извлечения нефти в режиме истощения для i-го этапа эксперимента рассчитывают по формуле:
-
- где: Ii - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения при сканировании на i-ом этапе эксперимента, В;
- Iво - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В;
- Iнн - усредненный по длине образца сигнал детектора рентгеновского излучения, В,
- а суммарный коэффициент извлечения нефти для n этапов эксперимента с рентгеновским контролем насыщенностирассчитывают по формуле:
.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124135A RU2747948C1 (ru) | 2020-07-21 | 2020-07-21 | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020124135A RU2747948C1 (ru) | 2020-07-21 | 2020-07-21 | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2747948C1 true RU2747948C1 (ru) | 2021-05-17 |
Family
ID=75919945
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020124135A RU2747948C1 (ru) | 2020-07-21 | 2020-07-21 | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2747948C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU211538U1 (ru) * | 2022-01-08 | 2022-06-10 | Юрий Вавилович Пахаруков | Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2315978C1 (ru) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения водонасыщенности керна |
| RU2360233C1 (ru) * | 2007-12-19 | 2009-06-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения нефтенасыщенности породы |
| RU2505802C1 (ru) * | 2012-06-14 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ОАО "ТомскНИПИнефть") | Способ количественного определения насыщенности образцов горной породы с использованием значений начальной и конечной водонасыщенности |
| RU2580858C1 (ru) * | 2015-02-26 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения давления начала конденсации в пористой среде |
-
2020
- 2020-07-21 RU RU2020124135A patent/RU2747948C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2315978C1 (ru) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения водонасыщенности керна |
| RU2360233C1 (ru) * | 2007-12-19 | 2009-06-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Способ определения нефтенасыщенности породы |
| RU2505802C1 (ru) * | 2012-06-14 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа" (ОАО "ТомскНИПИнефть") | Способ количественного определения насыщенности образцов горной породы с использованием значений начальной и конечной водонасыщенности |
| RU2580858C1 (ru) * | 2015-02-26 | 2016-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения давления начала конденсации в пористой среде |
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| KRYLOV D.YU., "Determination of oil recovery factors for deposits operating in depletion mode", GEOLOGY, GEOPHYSICS AND DEVELOPMENT OF OIL AND GAS FIELDS, issue 8, 2008, pp. 64-65. * |
| OST 39-195-86 Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water in laboratory conditions, P. 4-5. * |
| OST 39-204-86 Oil. Method for laboratory determination of residual water saturation of oil and gas reservoirs by dependence of saturation on capillary pressure, A.4-5. * |
| КРЫЛОВ Д.Ю., "Определение коэффициентов извлечения нефти для залежей, работающих на режиме истощения", ГЕОЛОГИЯ, ГЕОФИЗИКА И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, номер 8, 2008, С.64-65. * |
| ОСТ 39-204-86 Нефть. Метод лабораторного определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа по зависимости насыщенности от капиллярного давления, П.4-5. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях, П. 4-5. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU211538U1 (ru) * | 2022-01-08 | 2022-06-10 | Юрий Вавилович Пахаруков | Устройство моделирования и визуального контроля фронта взаимодействия вытесняющего агента и нефти в условиях, приближенных к призабойной зоне пласта нагнетательной скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106970000B (zh) | 煤/页岩超高压气体吸附和渗流实验评价页岩气吸附方法 | |
| CN106814018A (zh) | 一种致密岩石气相相对渗透率测量装置及方法 | |
| CN111307685B (zh) | 一种低渗岩石的驱替、稳态及瞬态渗透率测试装置及方法 | |
| CN111982783B (zh) | 一种高温高压非稳态平衡凝析油气相渗测试方法 | |
| KR101475831B1 (ko) | 저류층 암석 코어 시료 공극률 측정장치 및 측정방법 | |
| CN108119132A (zh) | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 | |
| RU2686139C1 (ru) | Фильтрационная установка для физического моделирования процессов вытеснения нефти | |
| CN110823767A (zh) | 一种多孔介质中凝析气-干气扩散系数测定装置 | |
| CN113075081B (zh) | 注入气-原油多次接触过程固相沉积量测定装置及方法 | |
| CN113218843A (zh) | 一种声电渗等多功能三轴实验系统及方法 | |
| CN112198093A (zh) | 测试气体在饱和活油岩心中扩散系数的装置与方法 | |
| CN109799177A (zh) | 一种多组岩样低速非达西渗流试验同时测量的装置和方法 | |
| CN115559715A (zh) | 一种超高压低渗透气藏储层产水评价方法 | |
| RU2747948C1 (ru) | Способ определения коэффициента извлечения нефти в режиме истощения в низкопроницаемых образцах горных пород | |
| CN106644820B (zh) | 滑溜水作用下页岩气解吸附能力测试仪 | |
| CN115791565B (zh) | 测量致密气藏岩心渗透率的实验方法 | |
| RU2748021C1 (ru) | Способ создания остаточной водонасыщенности на слабосцементированном керне для проведения потоковых исследований | |
| CN107179393B (zh) | 一种低含水量致密岩土介质的孔隙水压力测试方法 | |
| RU2468203C1 (ru) | Способ моделирования пластово-флюидальной системы разрабатываемого месторождения | |
| CN115200977A (zh) | 一种高温高压条件下岩心应力敏感评价装置及方法 | |
| GB2296336A (en) | Phase separator | |
| CN113433050A (zh) | 一种高温高压气-水-液硫三相相渗测试装置及方法 | |
| CN114017001A (zh) | 缝洞型油藏条件下注入气填充介质扩散试验装置、试验方法与扩散系数确定方法 | |
| CN111650083B (zh) | 岩心高压下气、水流量计量装置和方法 | |
| RU2824113C1 (ru) | Устройство для оценки изменения коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта |