40. Определение коэффициента нефтенасыщения по данным иннм расчетным путем.

Методика определения коэффициентов k_нт и k_но по дан­ным ИННМ основана на использовании величины декремента затухания породы λ_nп связанной с коллекторскими свойствами и нефтенасыщ-тью пород и описываемой выражением

λ_п=λ_ск(1-k_п)+ k_п[λ_в+k_н(λ_н-λ_в)]+k_гл(λ_гл- λ_ск) (1)

где λ_ск, λ_в, λ_н, λ_гл - декременты затухания соответственно для скелета породы с нулевой глинистостью; воды, насыщающей пласт; нефти в пластовых условиях; глинистого материала.

Данные ИННМ позволяют оценить коэф-ты текущей и остат нефтенасыщ- при соблюдении след усл-й: вытесне­ние нефти из пласта осущ-ся водой мин-ции 200-250 г/л при k_п = 10÷15 % или С_в ≥ 100÷150 г/л при k_п > 15÷20 %. В неглини­стых высокопористых коллекторах возможно оценивать k_н и при мин-циях 30÷100 г/л. Коэф-ты текущей и остат нефтена­сыщ-ти рассчитываются по ф-ле

k_н=[k_п(_nв-_nск)- (’_nп-_nск)]/[ k_п(_nв-_nн)],

где λ^’_пп=λ_пп-k_гл(λ_пгл-λ_пск), исправленная за глинистость величи­на декремента затухания породы-коллектора. Величины λ_nск и λ_nгл рассчитывают по рез-там хим анализа керна.

Значения λ_nв и λ_nн оцениваются по измерениям ИННМ в неглини­стых опорных пластах с известными k_п, k_н и λ_nск с использованием ф-лы (1), а также расчетным путем по данным хим анализов воды и нефти. Коэф-ты пористости и глинистости опр-ют по данным ГИС или керновых анализов.

40. Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным иннм графическим способом.

При графическом способе опр-ия коэф-тов текущей k_нт и остат k_но нефтенасыщ-ти исп-ся опорные водоносные и нефтеносные пласты с известными величинами k_н и k_п. На плоскость λ_n=f(k_п) наносят точки для водонос­ных и нефтеносных неглинистых пластов и строят линии регрессии λ_nквп=f(k_п) и λ_nкнп=f(k_п). В случае глинистых пластов в λ_nкп вводится поправка за влияние k_гл. Для построения семейства линий k_н расстояния м/у граничными линиями делят на число частей, кратных шагу изменения k_н. Величина k_н=100 % соответствует фиктивному коэф-ту нефтенасыщ-ти, получившейся за счет воды с эквивалентной мин-цией С_в< 5 г/л по NаСl.

Рис.1. Интервалы: 1- нефтенасыщенные, 3 – частично обводненные, 2 – водоносные и выработанные. Шифр кривых – k_н,%.

При обводнении пласта пресными нагнетаемыми водами в пласт за­качивается вода высокой мин-ции с λ_nвм, а затем пресная вода с λ_nвпр = λ_н (по хлоросодержанию) и в обоих случаях по данным ИННМ устанавливаются декременты затухания пласта с минерализ водой k_пПм и с пресной λ_nппр. Коэф-т k_но рассчитывают по ф-ле

k_но=(k_п(λ_nв-λ_пск)- (λ^’_nп-λ_пск))/( k_п(λ_nв-λ_пн)) , причем λ_nск, λ_nп и λ_nв находят из соотношений λ_nск = (λ_nппр - λ_nвпрk_п)/(1- k_п),

λ^’_nп = λ_nпн и λ_nв= λ_nвм.

40. Как выглядят кривые механической дебитометрии и как по ним определяют дебит?

Запись дебитограммы может быть непрерывной и точечной. Непрерывная диаграмма обычно записывается в масштабе 1:200. Диаграммы записываются в интервале перфорации и прилегающих к нему участках. По данным непрерывной диаграммы намечают точки для точечной диаграммы. Расстояния м/у точками выбирают след обр: если резкое изм-е показаний, то т. отстоят друг от друга на 0,4-0,2 м, а где малое изменение – на 1-2 м.

По данным точечных измерений строят интегральную диаграмму, к-рая представляет завис-ть показаний от глубины и дифференциальную диаграмму, к-рая показывает изм-е удельного расхода (дебита) по глубине для каждого пласта. Интервалы, к-рые отдают и принимают флюид отмечаются увеличением числа импульсов.

Профилем притока или приемистости наз график завис-ти кол-ва Q жидкости (газа), поступающей из единицы мощности (или в нее) эксплуатируемого разреза, от глубины z ее залегания:

где h_п и h_к – соответственно глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого интервала скв; q_z – удельный дебит (расход).

Профиль расхода жидкости при движении ее вверх по стволу сква­жины наз профилем притока, при движении ее вниз - профилем приемистости. Кривые нарастающего значения расхода описываются вы­ражением вида

Дифференцирование этих кривых по z дает кривые расхода отдельных участков скважины

q_z = ΔQ_z/Δz.

Интегральные про­фили расхода часто получаются искаженными и требуют корректировки. Дифференциальный профиль строится на основе откорректирован­ной интегральной профилеграммы по расчетным значениям уд дебита (расхода) q_i с помощью ф-лы

q_i = (Q_imax - Q_imin)/Δl

Q_imax и Q_imin - соответственно расход в верхней и нижней точках изучаемого интервала глубин, относящегося к глубинам l_верх и l_ни, Δl = l_ниж - l_верх величина выбранного интервала.

По этому профилю определяются расходы жидкости по отдельным участкам ствола скважины (рис. 49).

Рис. 49. Пример построения профилей притока.1 — точечные замеры, 2 — интервал перфорации.

Интервал l₁ – l₂ разбивают на участки Δl по интегральной кри­вой профиля. На глубине l’ расход жидкости составляет Q’ при содержа­нии воды С’_в, определенном по влагограмме. Кол-во воды, посту­пающей из этого участка, Q_в=q_в(l’ – l₁)=Q’C’_в/100,

нефти – Q_н=Q’–Q_{в(l’– l1)}

На дифференциальной дебитограмме на участке l’ – l₁ в масштабе откладывают кол-во воды.

На участке l' - l" общий дебит на глубине l" составляет Q" при со­держании воды C"_в. Аналогично опр-ют раздельное содержание воды и нефти в общем потоке на глубине

Q_{в(l’ – l’’)} = Q" C"_в/100; Q"_н= Q" - Q"_в.

Для участка l' - l" определяют кол-во воды и нефти след обр:

Q_{в(l’ – l’’)} = Q_в" - Q_{в(l’ – l1)}

Q_{н(l’ – l’’)} = Q_н" – Q_{н(l’ – l1)}

Таким способом опр-ют по отдельности расходы нефти и воды по всем участкам продуктивной толщи и на дифференциальный профиль наносят данные по нефти и воде.