При исследовании нагнетательных скважин по расходометрии решаются задачи: 1) определения профиля приемистости; 2) выявление принимающих интервалов; 3) изучение технического состояния скважины.
Уравнение Дюпюи
Коэффициент фильтрации - показатель, характеризующий водопроницаемость породы и зависящий от степени ее пористости и трещиностойкости. Выражается в м/сут или см/с.
2. Интерпретация метода гк (качественная, количественная).
Кач-я интерпретация диаграмм ГК заключается в литологическом расчленении разреза, которая основана на различии г.п. по их радиоактивности. Решать эту задачу следует при комплексном использовании диаграмм всех видов каротажа (КС, ПС, АК, НГК).
При количественной интерпретации диаграмм ГК получают исходные данные (М рудных интервалов, содержание радионуклида) для подсчета запасов радиоактивных руд. Количественная интерпретация диаграмм ГК основывается на зависимости площади аномалии (S) от мощности радиоактивного интервала(Н) и содержания в нем радиоактивного элемента q выражаемый ур-ем: S=K0qh,
где К0 -коэффициент пропорциональности, определяющий интенсивность гамма-излучения пласта насыщенной мощности при ед.содержании в нем радиоактивного элемента (его определяют экспериментально).
Определение мощности. Используют способ 1/2*Iymax, 4/5*Iymax , заданной интенсивности. Выбор способа зависит от М рудного подсечения, равномерности оруденения и некоторых других факторов.
Определение содержаний. q=S/(100*K0*h)*%; где h-М интервала, м. Значение S в см*мкР/час определяется по замкнутому контуру, ограниченному кривой ГК, осью глубин и контактами пласта.
Введение поправок. При определении содержаний ЕРЭ необходимо учитывать, что какая-то часть гамма-излучений поглощается в буровом растворе (Пб.р.-поправка на поглощение в бур.раст-ре) и обсадных трубах(Птр). Они определяются по номограмме, на которой нанесено 2 кривых, одна для раствора(воды), другая для железа (обсадных труб). Исправленная S рассчитывается по формуле.Sиспр=S104/(100-Пб.р.)(100-Птр), где Пб.р. и Птр-доли излучения в %, поглощенные буровым раствором и трубами. При определении по ГК содержания U необходимо вводить еще поправку на состояние радиоактивного равновесия между ураном и радием, т.к. U сам γ-квантов практически не дает, а все γ-излучения идут от Ra. В скважинах нефтяных и газовых месторождений по диаграммам ГК определяют глинистость коллекторов.
Билет №16
1.Отбор проб пластовых флюидов. Устройство опу-65.
Пробы отбирают для лабораторных определений физико-химических свойств и состава пластовых флюидов. Пробой нефти следует считать газонефтяную смесь, отобранную в потоке с однофазным состоянием и позволяющую восстановить в лабораторных условиях компонентный состав нефти при пластовых термобарических условиях.
ОПУ-65. ОПУ-65 является универсальным прибором, его можно применять в нефтяных и газовых, в рудных, угольных и гидрогеологических скважинах.
Прибор опускают в скважину на каротажном кабеле и устанавливают напротив исследуемого пласта. Подаётся питание, электромотор ЭМ начинает опускать поршень П. Давление рабочей жидкости (РЖ) возрастает и выдвигает прижимное устройство (ПУ) и герметизирующий башмак (ГБ). Прибор оказывается прочно заклиненным в скважине. Подпружиненный шток (Ш), опускаясь, открывает камеру (К) для сбора пробы и соединяет ее с отверстием в герметизирующем башмаке (ГБ), который разобщает исследуемый участок стенки скважины и саму скважину. Давление в камере К равно атмосферному, давление в пласте — много больше. Под действием пластового давления флюид из пласта поступает в канал ГБ и заполняет камеру (К). О поступлении пробы в камеру К свидетельствует повышение давления в ней, зарегистрированное датчиком давления (ДД). После заполнения камеры двигатель ЭМ реверсируют. Давление рабочей жидкости (РЖ) на поршни (ГБ) и (ПУ) падает. Шток (Ш) поднимется, закупоривая своей нижней частью камеру (К) и одновременно соединяя отверстие разгерметизации (ОР) с каналом в герметизирующем башмаке. Давление под башмаком (ГБ) и снаружи его выравнивается, происходит разгерметизация башмака, и он втягивается в углубление корпуса опробователя. Втягивается и прижимное устройство (ПУ). После этого опробователь можно поднимать к устью скважины и извлекать на поверхность. По извлечении опробователя из скважины его подвешивают над емкостью, вывинчивают пробку (Пр) и сливают туда отобранную пробу.
Результаты опробования пластов приборами на кабеле позволяют выделять в разрезе породы коллекторы и неколлекторы, определять характер насыщения пластов и устанавливать положение (ВНК), (ГНК) (ГВК) контактов, а также оценивать гидродинамические характеристики пластов.
Характер насыщения определяют по результатам анализа отобранных проб. Нефтеносные пласты выделяются по составу УВГ с повышенным содержанием тяжелых углеводородов. Признак водоносного пласта — низкое газосодержание с преобладанием метана. Высокое содержание метана свидетельствует о газоносности пластов.
