SU548822A1

SU548822A1 - Method for studying oil and gas-bearing rocks

Info

Publication number: SU548822A1
Application number: SU2127286A
Authority: SU
Inventors: Вячеслав Прокофьевич Аброськин; Михаил Иванович Афанасенков; Лев Борисович Берман; Вилен Семенович Нейман; Юлий Васильевич Участкин
Priority date: 1975-04-24
Filing date: 1975-04-24
Publication date: 1977-02-28

Description

мещают другим растворителем с заданными свойствами (например, растворами НС1 или и пр.), после чего восстанавливают начальное флюидоиасыщение пластов и по характеру изменени во времени промысленогеофизических характеристик на всех этапах смены флюидонасыщени пластов суд т об исследуемых свойствах пород.Place another solvent with desired properties (for example, HC1 solutions or others), after which the initial fluid saturation of the formations is restored and, according to the nature of the changes over time, the geophysical characteristics at all stages of the change of fluid saturation of the formations determine the studied properties of the rocks.

Таким образом, способ основан на определении характера изменени насыщени околоскважинного пространства на различных этапах смешивающегос вытеснени пластовых флюидов (нефть, газ, вода) специальным агентом-растворителем и последующего замещени этого агента другим раствором. Сиособ рассчитан на изучение пластов, имеющих непосредственную гидродинамическую св зь со стволом скзажины.Thus, the method is based on determining the nature of the change in saturation of the near-wellbore space at various stages of the mixing displacement of formation fluids (oil, gas, water) with a special solvent agent and then replacing this agent with another solution. This method is designed to study formations that have a direct hydrodynamic connection with the skazhina trunk.

Согласно теоретическим и экспериментальным исследовани м, при смешивающемс вытеснении , т. е. когда вытесн емый и вытесн ющий агенты взаиморастворимы, характер фильтрации близок к порщневому, а полнота замещени насыщающего поровое пространство флюида при прокачке 3-10 объемов (взависимости от свойств среды) достигает 1,0. При двухфазной фильтрации, как отмечалось выше , из-за вли ни поверхностного нат жени на границе фаз полного вытеснени не происходит .According to theoretical and experimental studies, when mixing is displaced, i.e. when the displaced and displacing agents are mutually soluble, the filtration character is close to pressure, and the completeness of replacement of the fluid saturating the pore space when pumping 3-10 volumes (depending on the properties of the medium) reaches 1.0 With two-phase filtration, as noted above, due to the influence of surface tension at the phase boundary, full displacement does not occur.

В качестве растворител , позвол ющего в режиме смещивающейс фильтрации вытеснить одновременно из порогового пространства остаточную воду, нефть и газ, MOJKHO использовать , например, метанол. Метанол, в свою очередь, быть замещен в том же режиме водным раствором солей, сол ной кислотой и т. д.As a solvent, which allows displacing residual water, oil and gas from the threshold space at the same time in the mode of shifting filtration, MOJKHO use, for example, methanol. Methanol, in turn, should be replaced in the same mode with an aqueous solution of salts, hydrochloric acid, etc.

Последовательность оиераций по предлагаемому способу следующа .The sequence of operations on the proposed method is as follows.

Iэтап. Скважину продувают и осваивают дл очистки призабойной зоны от фильтрата и частиц глинистого раствора и восстановлени истинного (начального) флюидонасыщени пластов и герметизируют дл восстановлени пластового давлени . Когда давление восстанавливаетс , провод т каротаж методами , чувствительными к объемной влажностиI stage. The well is blown and mastered to clean the bottomhole zone from the filtrate and mud particles and restore true (initial) fluid saturation of the formations and sealed to restore the reservoir pressure. When pressure is restored, logging is performed by methods that are sensitive to bulk moisture.

и свойствам насыщающих флюидов, например нейтронный каротаж.and properties of saturating fluids, such as neutron logging.

IIэтап. В призабойную зону закачивают флюид, обеспечивающий смещивающеес вытеснение с пластовой водой, нефтью и газом, например метанол. Закачку ведут при давлении , большем, чем давление при вскрытии пластов бурением, но меньшим давлени гидроразрыва . В процессе закачки периодически провод т каротаж. Интервал времени устанавливают таким образом, чтобы через прискважинную часть пласта (ПЧП), соответствующую глубинности используемого метода каротажа , прощел один поровый объем. Закачка проводитс до стабилизации показаний каротажа , соответствующих услови м полного (100%) замещени пластовых флюидов растворителем . Обычно дл этого требуетс пе более п ти поровых объемов ПЧП.Stage II. Fluid is pumped into the bottomhole zone, providing displacement displacement with formation water, oil and gas, for example methanol. Injection is carried out at a pressure greater than the pressure at the opening of the formations by drilling, but lower than the fracture pressure. During the injection process, logging is performed periodically. The time interval is set in such a way that through the near-wellbore part of the reservoir (PCP), corresponding to the depth of the logging method used, the one pore volume is cleared. The injection is carried out to stabilize the logs, corresponding to the conditions for complete (100%) replacement of formation fluids with a solvent. Usually this requires more than five pore volumes of the PWYP.

Результаты каротажа, выполненного, на этом этапе, дают возможность произвести оценку объемной газонасыщенности на основе сопоставлени измерений, выполненных на первом этапе, и замеров, проведенных в услови х полного замещени пластовых флюидов растворителем .The results of logging performed at this stage make it possible to estimate the volumetric gas saturation based on a comparison of measurements made at the first stage and measurements taken under conditions of complete replacement of formation fluids with a solvent.

lli этап. В пласт производ т закачку какого-либо флюида (например, воды). В процессе закачки, после задавливани каждого порового объема ПЧП, провод т каротаж методами, чувствительными к свойствам закачиваемого флюида. Закачку флюидов и измерени провод т до стабилизации показателей, соответствующих услови м полного замещени растворител в ПЧП закачиваемым флюидом. Согласно экспериментальным данным, дл этого требуетс не более трех поровых объемов ПЧП. По данным проведенного каротажа производ т оценку открытий пористости; это дает возможность определить величину коэффициента газонасыщенности и объемное содержание кристаллизационной воды (т. е. глинистость или содержание гипсов). Зависимость коэффициента вытеснени растворител закачиваемым флюидом от продолжительности закачки позвол ет продифференцировать исследуемые породы по порометрической характеристике: вы вить долю порового пространства , имеющего различную степень св зи с фильтрующимс потоком. По данным при асимптотических значени х и предыдущим исследовани м на I и П этапах рассчитывают объемную нефтенасыщенность.lli stage Some fluid (e.g., water) is injected into the formation. During the injection process, after crushing each pore volume of the PWYP, logging is performed using methods sensitive to the properties of the injected fluid. Fluid injection and measurement are carried out until the indicators stabilize, corresponding to the conditions for complete replacement of the solvent in the PPP with the injected fluid. According to experimental data, this requires no more than three pore volumes of PWYP. According to logging data, porosity discoveries are estimated; this makes it possible to determine the value of the gas saturation coefficient and the volume content of water of crystallization (i.e., clay content or gypsum content). The dependence of the solvent displacement coefficient by the injected fluid on the injection duration allows the test rocks to be differentiated according to the porometric characteristic: to reveal the fraction of pore space that has a different degree of connection with the filtering flow. According to the data at asymptotic values and previous studies at the I and P stages, the volume oil saturation is calculated.

IV этап. Исследуемый пласт осваивают, в процессе выхода пластов на режим по продуктивности провод т периодически каротаж до получени показаний, соответствующих начальным , т. е. до закачки в пласт растворител . Иа этом этапе изменение насыщенности в ПЧП подчин етс закономерност м двухфазной фильтрации. Соответственно по данным каротажа производ т определение критической водонасыщенности.Stage IV. The studied reservoir is mastered, in the process of the reservoir entering the regime by productivity, periodically logging is carried out to obtain indications corresponding to the initial, i.e. before the injection of the solvent into the reservoir. At this stage, the change in saturation in the PWYP is subject to the laws of two-phase filtration. Accordingly, logging data is used to determine the critical water saturation.

Предлагаемый способ обеспечивает возможность производить послойно оценку объемной нефтегазонасыщенности и открытой пористости пород, в том числе и дл пластов с трехфазным насыщением, не требу дл рещени задачи дополнительной информации. Оценка насыщени пластов производитс по данным повторного каротажа в услови х, когда происходит изменение характера насыщени пласта , а все другие факторы остаютс неизменными . Это значительно повыщает точность оценки параметров пластов. Способ позвол ет проводить изучение порометрической характеристики пластов при реальной термодинамической обстановке в пласте.The proposed method provides the ability to make a layer-by-layer assessment of the bulk oil and gas saturation and open porosity of rocks, including for three-phase saturation layers, which are not required for additional information to solve the problem. Estimation of reservoir saturation is made according to re-logging data under conditions when a change in the nature of the reservoir saturation occurs, and all other factors remain unchanged. This greatly improves the accuracy of reservoir parameters. The method allows the study of the porometric characteristic of the formations under real thermodynamic conditions in the formation.

Claims

Invention Formula

The method of studying oil and gas-bearing rocks by conducting multiple field 5 geophysical studies using methods that are sensitive to changes in fluid-saturated oxygen in the process of influencing the formations with fluids with known properties differs by the fact that, in order to improve the accuracy of estimating the reservoir properties of the formations, they will mix in the mixes of the formations. for example, methanol, with the properties of willow volumes, which provide complete mixing, its displacement in the study area, which is then completely replaced by another solution A target with specified properties, for example, HC1, CaClo solutions, then restores the initial fluid saturation of the formations and, but the nature of the time variation of the nromosonic geophysical characteristics on all stages of the fluid saturation of the formations, evaluate the studied properties of the rocks. Sources of information taken into account during the examination: 1 Auto. St. USSR N ° 182629, cl. G 01V 9/00, 1966.

2. Auth. St. USSR L 347429, cl. G 01V 9/00, 1972.

3. Auth. St. USSR K 382991, cl. G 01V 9/00, 1973.