Мы поможем в написании ваших работ!



ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?

Нефтенасыщенности в обсаженных скважинах

Поиск

 

При определении KНТ и KНО продуктивных пластов в обсаженных скважинах наиболее широко используются результаты импульсных нейтронных методов.

Методика определения разработана Ф.А. Алексеевым, Я.Н. Васиным и Д.М. Сребродольским. Она основана на использовании величины декремента затухания породы λn п, связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью пород:

 

, (1)

где , , , ‑ декременты затухания для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить KНТ и KНО при соблюдении следующих условий: вытеснение нефти из пласта осуществляется водой минерализации 200-250 г/л при KП = 10 - 15 % или Св ≥ 100 - 150 г/л при KП > 15 - 20 %. В неглинистых высокопористых коллекторах возможно оценивать KН и при минерализациях 30 - 100 г/л. KНТ и KНО рассчитываются по формуле

, (2)

где ‑ исправленная за глинистость величина декремента затухания породы-коллектора.

Величины λn СК и λn ГЛ рассчитывают по результатам химического анализа керна. В случае постоянного минерального состава скелета и цемента средние значения λn СК и λn ГЛ обеспечивают определение KHT и KHO с погрешностью до ±5 %.

Значения λn В и λn Н оцениваются по измерениям ИННМ в неглинистых опорных пластах с известными KП, KH и λn СК с использованием вышеприведенной формулы (1), а также расчетным путем по данным химических анализов воды и нефти.

КГЛ и КП определяют по данным ГИС или керновых анализов.

При достаточно большом времени задержки (τ3 > 0,7 - 1,2 мс) измеренные кажущиеся значения декремента затухания отличаются от истинной его величины λn п не более чем на 10-15 %. Коэффициенты КHT и КHO можно определять по формуле (2), заменяя в ней истинные значения декрементов затухания твердых компонентов и флюидов породы их кажущимися величинами - λn КП, λn КТВ, λn КВ, λn КН.

Рис. 31. Графический способ оценки нефтенасыщенности обводняющихся интервалов (по Я.Н. Васину).

Интервалы: 1 ‑ нефтенасыщенные, 2 ‑ частично обводненные, 3 ‑ водоносные и

выработанные. Шифр кривых ‑ КH, %

П

 

Рис. 32. Зависимости параметра подвижности Пфл от коэффициента текущей нефтенасыщенности КHT для Западно-Сургутского месторождения

(по Г.А. Закусило). Пласты:1 ‑ БС2-3, 2 – БC1

 

Значения λn К ГЛ и λn К СК можно оценить по данным минерального или химического анализов в случае малой глинистости пород (kГЛ < 10-15 %) и при kn, превышающей эти значения; λn К ГЛ и λn К СК определяются по величине λnКП, измеренной против водоносных пластов с известными КП и КГЛ. В этом случае .

При графическом способе определения КHT и КHO (рис. 31) используются опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами kH и kП. На плоскость λn = f(KП) наносят точки для водоносных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λn К ВП = f(KП) и λn К НП = f(KП). В случае глинистых пластов в λn КП вводится поправка за влияние КГЛ. Для построения семейства линий для КH = 10, 20, 30, 100 % расстояния между граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения КH (рис. 31). Величина КH = 100 % соответствует фиктивному коэффициенту нефтенасыщенности, получившейся за счет воды с эквивалентной минерализацией Св < 5 г/л по NaCl.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт закачивается вода высокой минерализации с λn ВМ, а затем пресная вода с λn В ПР = λН (по хлоросодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализованной водой λn ПM и с пресной λnППР. Коэффициент КHO рассчитывают по формуле (2), причем λn СК, λn Г и λn В находят из соотношений:

, (3)

 

λn П = λn Н и λn В = λn ВМ.

Г.А. Закусило разработана методика определения коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии. В основу методики положена эмпирическая связь коэффициента k с параметром подвижности флюида Пфл (рис. 32), который равен

 

, (4)

где kПР ‑ проницаемость пласта; kПР Н, kПР В ‑ относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды соответственно; h ‑ работающая мощность пласта; μ ‑ вязкость жидкости в пластовых условиях; ‑ отношение вязкостей нефти μН и воды μВ в пластовых условиях; i =1, 2, 3... ‑ индекс исследования.

По данным кривой восстановления температуры (КВТ) находят параметр гидропроводности пласта:

,

где it ‑ тангенс угла наклона участка КВТ; et ‑ коэффициент Джоуля-Томсона для нефти исследуемого пласта; Q ‑ дебит скважины до ее остановки.

КВТ в разные стадии разработки месторождения регистрируются в кровле исследуемого перфорированного пласта. Зарегистрированный в работающей скважине продуктивный пласт выявляется по термограмме.

 

Контрольные вопросы

1. Как с помощью импульсных нейтронных методов определить КHT и КНО в обсаженных скважинах?

2. Как определить КHT с помощью параметра Пфл?



Поделиться:


Последнее изменение этой страницы: 2016-08-26; просмотров: 689; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы!

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 3.143.23.38 (0.009 с.)