способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами

Формула изобретения

Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами, включающий отбор образца керна, выпиливание параллельно напластованию цилиндрического образца, экстрагирование спиртобензольной смесью, определение газопроницаемости, насыщение пластовой водой под вакуумом, установку образца в кернодержатель установки, моделирование пластовых условий, определение проницаемости по пластовой воде, закачку водоизолирующего состава, выдержку образца после закачки состава, определение проницаемости по пластовой воде, отличающийся тем, что образец керна с известной проницаемостью взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, закачивают водоизолирующий состав, выдерживают до момента окончания химической реакции водоизолируещего состава с исследуемой породой, моделируют процесс освоения скважины, определяют проницаемость по пластовой воде, вынимают образец из кернодержателя, донасыщают образец под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при определении типа водоизолирующего состава, применяемого для водоизоляции обводненных интервалов нефтяных и газовых скважин при разработке месторождений.

Известен способ определения коэффициента восстановления проницаемости по данным замеров проницаемости пластовой воды до и после закачки водоизолирующих составов (И.И.Клещенко, А.В.Григорьев. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: Недра, 1998. С.80-82). Данный способ не позволяет учесть объема пор, в которые закачан водоизолирующий состав.

Наиболее близкий к предлагаемому способу - способ определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующим составом (А.К.Ягафаров, P.M.Курамшин, С.С.Демичев. Интенсификация притоков нефти из скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень, Изд-во “Слово”, 2000 с.135-143). Предметом исследований в данном способе является проверка возможностей применения водоизолирующих составов на основе тяжелой смолы пиролиза на разведочных и эксплуатационных скважинах с целью изоляции обводненных интервалов. Эксперименты проводились на сцементированных образцах керна, у которых определялась проницаемость по воде до и после закачки водоизолирующего состава.

Данный способ не позволяет получить полную информацию о распределении водоизолирующего состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения проницаемости, полученные после закачки водоизолирующего состава, не дают полную картину распределения водоизолирующего состава в породе. При проведении экспериментов на цилиндрических образцах закупорка пор происходит с одной стороны образца, где находится весь объем внедрившегося состава. В пластовых условиях такое распределение водоизолирующего состава у стенки скважин снижает надежность водоизолирующего экрана и приводит к прорыву воды в скважину.

Технический результат - повышение точности определения водоизолирующих свойств состава, обеспечивающего надежную изоляцию обводненных интервалов нефтегазоносных пластов.

Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе определения коэффициента закупорки поровых каналов водоизолирующими составами, включающем отбор образца керна, выпиливание параллельно напластованию цилиндрического образца, экстрагирование спиртобензольной смесью, определение газопроницаемости, насыщение пластовой водой под вакуумом, установку образца в кернодержатель установки, моделирование пластовых условий, определение проницаемости по пластовой воде, закачку водоизолирующего состава, выдержку образца после закачки состава, определение проницаемости по пластовой воде, в отличие от известного образец керна с известной проницаемостью взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, устанавливают в кернодержатель установки, моделируют пластовые условия, закачивают водоизолирующий состав, выдерживают до момента окончания химической реакции водоизолирующего состава с исследуемой породой, моделируют процесс освоения скважины, определяют проницаемость по пластовой воде, вынимают образец из кернодержателя, донасыщают образец под вакуумом, взвешивают, определяют пористость, по известным зависимостям рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Способ определения коэффициента закупорки поровых каналов образца породы-коллектора осуществляется следующим образом: отбирают образец керна и выпиливают параллельно напластованию цилиндрический образец, экстрагируют спиртобензольной смесью, определяют газопроницаемость, взвешивают, насыщают пластовой водой под вакуумом, взвешивают, определяют пористость. Устанавливают образец керна в кернодержатель установки, моделирующей пластовые условия. Для условий нижнемеловых отложений Уренгойского месторождения пластовая температура - 75С, эффективное давление - 31 МПа. Проводят определение проницаемости образца по пластовой воде. Закачивают водоизолирующий состав со стороны образца, противоположной фильтрации воды, который выдерживают в образце до момента окончания химической реакции с исследуемой породой. Моделируют процесс освоения скважины закачкой пластовой воды при давлении, равном депрессии, прикладываемой к пласту - 9 МПа. В конце опыта из кернодержателя вынимают образец, донасыщают его под вакуумом пластовой водой, взвешивают, определяют пористость, по известным зависимостям рассчитывают коэффициент закупорки поровых каналов по данным пористости.

Расчет коэффициента закупорки поровых каналов по данным пористости осуществляют следующим образом.

1. Коэффициент открытой пористости (К_п) определяют по формуле:

где V_nop - объем пор образца, м³;

V_oбp - объем образца, м³.

2. После прокачки водоизолирующего состава объем пор изменяется в зависимости от нового значения открытой пористости.

Если первоначальный объем пор равен

V_пор=K_п·V_обр,

то после закачки водоизолирующего состава величина объема пор изменяется

V¹_пор=K¹_п·V_обр.

Изменение объема порового пространства V после закачки состава составит

V=V_пор-V¹_пор=V_обр(К_п-К¹_п).

3. Коэффициент закупорки поровых каналов К_з равен

где K_n - изменение коэффициента пористости после закачки водоизолирующего состава, доли;

K_n - коэффициент пористости, доли.

Для проверки достоверности заявленного способа были проведены эксперименты на образцах керна Уренгойского месторождения, которые приводятся в таблице (в конце описания).

Используя результаты исследований по закачке водоизолирующих составов в образцы керна и определения коэффициентов закупорки поровых каналов по данным замеров проницаемости и пористости можно установить, что низкие значения проницаемости после закачки водоизолирующих составов не дают объективную характеристику распределения данного состава в поровом пространстве породы-коллектора. Низкие значения коэффициента закупорки порового пространства указывают, что данный состав перекрывает поры у стенки скважины и не проникают в породу, что может привести к преждевременному прорыву воды в скважину. При сопоставлении всех значений коэффициентов закупорки можно получить объективную характеристику распределения водоизолирующего состава в прискважинной зоне скважины.