40. Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти опресненными водами?

Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:

k_н.т=_н.п.об/_в.п.об; Р^*_п=_в.п.об./_см=а_п/k_п^m , где _н.п.об -  обводнившихся нефтенасыщ пластов; _в.п.об -  обводнившихся водонасыщ пластов; _см -  смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.

_в.п.об= Р^*_п_см, где Р^*_п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси С_см, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Параметр учитывает влияние поверхностной проводимости. Используются палетки (графики) Р^*_п=f(k_п), построенные по известным значениям _см, k_п и глинистости. _см и  нагнетаемой воды может быть определено двумя способами: способом Кузнецова-Леонтьева и способом М.Х. Хуснуллина.

40. Определение удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод по способу м.Х. Хуснуллина.

Способ определения ρ_см по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым U_ПС, зарегистрированным с глинистыми растворами, уд сопр-я фильтратов к-рых ρ_ф1 и ρ_ф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.

Сопр-е ρ_см находят в рез-те решения системы двух ур-ний :

U_ПС1=-k_ПСlg(_ф1/_см), U_ПС2=-k_ПСlg(_ф2/_см),

где U_ПС1, U_ПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных электрических сопротивлениях промывочных жидкостей ρ_ф1 и ρ_ф2, k_ПС — коэф­фициенты аномалии ПС.

Предлагается также графическое решение этих уравнений.

Такой способ определения ρ_см связан с техническими трудностями, расходом средств и времени на приготовление и смену двух промывоч­ных жидкостей разной минерализации и проведение двух замеров кри­вой потенциалов ПС.

40. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным экранированных микрозондов.

При использовании данных экранированных микрозондов k_но определяют по параметру Р_н=ρ_пп.нпρ_вфР_пП_п, где ρ_пп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефте­носной части пласта, ρ_в.ф — уд эл сопр-е сме­си фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Р_п — относительное сопр-е пласта, П_п.— параметр поверхностной проводимости.

Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские св-ва к-рого близки св-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Р_но рассчитыва­ют по ф-ле Р_но=ρ_пп.нп/ρ_пп.вп, где ρ_пп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта.

При использовании данных экранированных микрозондов предъявляют более жесткие требования к глубине промытой зоны от стенки скважины (более 10 см) и менее — к толщине глинистой корки.

40. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным обычных микрозондов.

Н.М. Свихнушиным предложен способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирова­ния. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'_н = ρ_к.нп/ρ_к.вп (где ρ_к.нп, ρ_к.вп - показания микропо­тенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем k_но по завис-тям Р_н = f(k_вт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.

Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки k_но эффективен при D_зп/d_c ≥ 2 и при­водит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глини­стой корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при h_гк > 1,5÷2 см).