SU 1133579 А1, 07.01.1985. RU 2248561 С1, 20.03.2005. RU 2360233 С1, 27.06.2009. US 20080221800 А1, 11.09.2008. US 20060273788 A1, 07.12.2006.
Имя заявителя:
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)
Изобретатели:
Митофанов Владимир Павлович (RU) Соснина Елена Александровна (RU)
Патентообладатели:
Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") (RU)
Реферат
Изобретение относится к области нефтяной геологии и является петрофизической основой объемного моделирования нефтенасыщенности, подсчета балансовых и извлекаемых запасов залежи дифференцированно, с учетом предельно нефтенасыщенной и переходной зон, для прогнозирования результатов опробования и анализа разработки. Способ определения нефтенасыщенности залежи по керну характеризуется тем, что из нефтенасыщенного керна переходной зоны ПЗ залежи и зоны предельного нефтенасыщения ЗПН залежи, характеризующихся различной нефте- и водонасыщенностью, изготавливают стандартные цилиндрические образцы. Затем изготовленные образцы экстрагируют от содержащейся в них нефти и определяют пористость и проницаемость каждого образца. Далее производят 100%-ное насыщение проэкстрагированных образцов пластовой водой. Затем методом капилляриметрии при различных давлениях дренирования в образцах моделируют водонасыщенность, подобную водонасыщенности различных уровней в ПЗ и ЗПН залежи. По данным капилляриметрии каждого образца строят кривые зависимости капиллярного давления Рк от водонасыщенности. По полученным кривым капиллярного давления от водонасыщенности каждого образца определяют высоты hпл уровней различной водонасыщенности в пределах ПЗ и ЗПН залежи как над зеркалом воды ЗВ залежи, характеризующимся уровнем 100%-ной водонасыщенности, так и над уровнем водонефтяного контакта ВНК залежи. Затем для ЗПН по данным каждого из образцов строят единую зависимость остаточной водонасыщенности Ков от комплексного структурного параметра. Далее по всем образцам ЗПН и ПЗ залежи строят дифференциальные распределения пористости отдельно для каждой из этих зон. По критерию Колмогорова-Смирнова оценивают подобие интегральных распределений пористости ЗПН и ПЗ залежи с вероятностью 0.99. С учетом подобия пористости ПЗ и ЗПН залежи для залежи в целом строят обобщенное распределение пористости f(Kп), которое принимают в качестве генеральной совокупности, достоверно отражающей коллекторские свойства нефтенасыщенной части залежи в целом и на любом ее уровне над ЗВ и над ВНК. Техническим результатом является обеспечение достоверного определения нефтенасыщенности переходной зоны (ПЗ) залежи и предельно нефтенасыщенной зоны (ЗПН) залежи. 3 табл., 4 ил.
Поиск патентов
Получить полное описание патента