- •Задачи дисциплины.
- •История развития дисциплины.
- •Установление внк в необсаженных скважинах.
- •Определение внк в обсаженных скважинах методами радиометрии и акустическим методом.
- •Комплектование нгм и ннм-т для определения внк.
- •Использование временных замеров нейтронными методами для определения обводнившихся нтервалов.
- •Комплексирование иннм и нгм (или ннм-т) для определения обводнившихся интервалов.
- •Выделение обводнившихся пластов по данным иннм-кв.
- •Определение обводнившихся пластов в условиях закачки пресных вод.
- •Определение положения газоводяного контакта.
- •Определение положения газонефтяного контакта.
- •Комплексирование нейтронных методов и гамма-метода для определения положения гнк и гвк.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности в необсаженных скважинах методами сопротивления.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности нефтегазовых месторождений.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи нефтяных месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной газоотдачи газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газоотдачи нефтегазовых месторождений.
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным механичесой дебитометрии (расходометрии).
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным термодебитометрии.
- •Выделение работающих пластов в газовых скважинах термометрией.
- •Определение продуктивности пластов.
- •Определение пластового и забойного давления.
- •Определение состава флюидов в скважине по данным резистивиметрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным влагометрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным гамма-плотностнометрии.
- •Контроль процессов солоянокислотной обработки.
- •Контроль тепловых методов воздействия на пласт.
- •Контроль метода внутрипластового горения.
- •Контроль гидравлического разрыва пласта.
- •Контроль акустического воздействия на нефтегазоносные пласты.
- •Определение качества цементирования обсадных колонн гамма-гамма-методом.
- •Определение каческтва цементирования обсадных колонн акустическим методом.
- •Выявление дефектов обсадных колонн и насосно-компрессорных труб.
- •Установление мест притоков и поглощений в скважинах.
- •Установление интервалов затрубной циркуляции.
- •Контроль установки глубинного оборудования, положения уровня жидкости парафиновых и солевых отложений.
- •Особенности проведения геофизических исследований в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
- •Типовые комплексы методов геофизического контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом сопротивлений?
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом пс?
- •Как устанавливается внк в обсаженных скважинах методом радиогеохимического эффекта?
- •Как устанавливается внк методом радиоактивных изотопов?
- •Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти опресненными водами?
- •Определение удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод по способу м.Х. Хуснуллина.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным экранированных микрозондов.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным обычных микрозондов.
- •Определение коэффициента нефтенасыщения по данным иннм расчетным путем.
- •Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным иннм графическим способом.
- •Как выглядят кривые механической дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как выглядят кривые термокондуктивной дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как определяют содержание воды в потоке по данным диэлектрического влагомера?
Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи нефтяных месторождений.
Степень извлечения нефти из пласта опр-ся коэф-том нефтеотдачи. Различают коэф-ты текущей ηнт и конечной нефтеотдачи ηн.кон. Коэф-т текущей нефтеотдачи равен отношению добытой нефти Qн на данный момент времени к геологическим ее запасам Qн зап, т.е. ηнт=Qн/Qнзап. Коэф-т конечной нефтеотдачи равен отношению извлеченной нефти на конец разработки м-ния Qн.изв к Qн.зап, т.е. ηн.кон=Qн.изв/Qн.зап. Выделяют еще коэф-т текущей нефтеотдачи заводненной части пласта ηн.зав, равный отношению добытой нефти Qн.зав из заводненной части пласта за определенный период времени к геол запасам нефти Qн.зап.зав этой части залежи, т.е. ηн.зав=Qн.зав/Qн.зап.зав.
В период заводнения отдельных участков залежи коэф-т нефтеотдачи опр-ют по ф-ле ηн.зав=kохв.зав/kн.выт, где kохв.зав – коэф-т охвата заводнением по мощности пласта, равный отношению мощности заводненного пласта к его первоначальной нефтенасыщенной мощности; kн.выт — коэф-т вытеснения нефти водой, газом и др агентами.
Если опр-ся величина текущей нефтеотдачи, то рассчитывается коэф-т текущего вытеснения kн.выт.т =(kн-kнт)/kн.
Если находится величина конечной нефтеотдачи, то коэф-т конечного вытеснения kн.выт.кон =(kн-kно)/kн.
Величина начальной нефтенасыщ-ти пласта опр-ся по данным прямых или косвенных оценок остаточной водонасыщ-ти kво на образцах керна (при этом kн=1—kво) или по рез-там гф исслед-й пласта в незатронутой заводнением его части, либо соседних скв, пробуренных до начала разработки м-ния. Коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ-ти устанавливают по данным гф исслед-й обводненных продуктивных пластов или лабораторных исслед-й образцов керна.
Данные для вычисления коэф-та kохв можно получить только по материалам ГИС. Мощность заводненной части продуктивного пласта оценивают по рез-там исслед-я методами электрометрии, радиометрии и акустическими.
Коэф-т вытеснения kнвыт может быть определен и непосредственно по параметрам влажности Рω неизмененной части пласта и промытой его зоны. Для неизмененной части пласта Рω=ρп/ρвПп, для промытой зоны Рωпп = ρпп/ρфПпп. По соответствующим завис-тям Рω=f(ωп) находят значения объемной влажности этих зон: ωп = kпkв и ωпп = kпkвпп. По полученным значениям ωп и ωпп рассчитывают
kнвыт = (ωпп - ωп ) / kпkн = (ωпп - ωп / ( kп - ωп ).
При моделировании процессов вытеснения нефти в лабораторных усл образцы насыщаются нефтью, состоящей из сырой нефти продуктивного пласта, разбавленной керосином. Для вытеснения такой модельной нефти следует брать воду, которой вытесняется нефть при заводнении залежи.
С помощью завис-тей kн.выт.кон=f(kп) и kн.выт.кон=f(kпр ), установленных экспериментально, можно оценивать средние значения коэф-тов нефтеотдачи пластов.
Опр-е коэф-та вытеснения kн.выт.кон по керну, отобранному из продуктивных пластов во время бурения скважин с использованием обычной, промывочной жидкости, осущ-ся по ф-ле
kн.выт.кон=(1-kв-b kно. керн)kн.выт.г/(1-kв), где kв — коэф-т начальной водонасыщ-ти ; kно керн – коэф-т остат нефтенасыщ-ти, найденный по керну; b - объемный коэф-т пластовой нефти; kн.выт.г —коэф-т добавочного вытеснения нефти за счет ее разгазирования при снижении пластового давления до атмосферного.