14. Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии.

Г.А. Закусило разработана методика опр-я коэф-та те­кущей нефтенасыщ-ти по данным термометрии. В основу мето­дики положена эмпирическая связь коэф-та k_нт с параметром подвижности флюида П_фл

П_фл=(k_прh/μ)_i=n/(k_прh/μ)_i=1=k_прн+μk_прв,

где k_пр — проницаемость пласта; k_прн, k_прв — относительные фазовые проницаемости коллектора для нефти и воды соответственно; h — ра­ботающая мощность пласта; μ — вязкость жидкости в пластовых усло­виях; μ₀ = μ_н/μ_в - отношение вязкостей нефти μ_н и воды μ_в в пласто­вых условиях; i =1,2,3,...— индекс исследования.

По данным кривой восстановления температуры находят параметр гидропроводности пласта:

k_прh/μ=0,336·(QЄ_t/i_t)

где i_t - тангенс угла наклона участка КВТ; Є_t - коэффициент Джоуля-Томсона для нефти исследуемого пласта; Q — дебит сква до ее оста­новки.

Кривые восстановления температуры в разные стадии разработки м-ния регистрируются в кровле исследуемого перфорир пласта. Зарегистрированный в работающей скважине продуктив­ный пласт выявляется по термограмме.

15. Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности нефтегазовых месторождений.

Газонасыщенность в нефтеносном коллекторе можно оценить при соблюдении следующих условий: а) пористость пластов должна быть  15 % и меняться в пределах изучаемого разреза в небольшом диапазоне за счет глинистости при по­стоянстве скелетной пористости; б) наличие не менее 2 опорных пла­стов — полностью нефтеносного и газоносного с известной газонасыщ-тью; в) сравнительно низкие пластовые давления — до 30—35 МПа; г) изм-е эксцентриситета колонны в интервале исслед-я долж­но быть невелико и вносить лишь незначительные искажения в данные нейтронных методов.

Для оценки коэф-та газонасыщ-ти исп-ют эталонную завис-сть (рис. 48) , построенную по показаниям НГМ или ННМ-Т в разностных относительных единицах q и по коэф-там газонасы­щ-сти k_г при пластовом давлении в опорных пластах р_пл.оп.

Рис. 48. Завис-ть относительной едини­цы, определенней по данным НГМ от коэф-та газонасы­щ-ти для песчано-глииистых коллек­торов (k_п>15 %, р=10 МПа).

Относительная единица q рассчитывается по ур-ю

q=(I_nп-I_nнп)/( I_nгп-I_nнп),

где I_nп, I_nгп, I_nнп — показания нейтронных методов соответственно против исследуемого пласта, опорных газоносного и нефтеносного пла­стов. Литологич состав и скелетная пористость опорных и исследуе­мых пластов должны быть одинаковыми.

Если различие пластовых давлений опорных р_пл.оп и исследуемых р_пл.ис пластов составляет  2 МПа, то определяемые по завис-ти q=f(k_г) коэф-ты газонасыщ-ти k_{гр.пл.оп} приводятся к пластовым давлениям иузучаемых пластов, т.е. истинное значение k_г.ист рассчитывается по ф-ле

k_г.ист=k_{гр.пл.оп}(623-р_пл.ис)/(623-р_пл.оп)

Практически в продуктивном разрезе пористость пластов имеет многомодальное распределение. В этом случае целесообразно разбивать все продуктивные пласты на конечное число групп и для каждой из них оценивать экспериментальные значения λ_nгп газоносного и λ_nнп нефте­носного пласта по данным ИННМ. Тогда газонасыщ-ть исследуемо­го пласта можно рассчитать по ф-ле

q=(λ_nи-λ_nнпоп)/(λ_nнпоп-λ_nгпоп)=k_ги/k_гоп, где λ_nи, λ_nнпоп, λ_nгпоп — декременты затухания плотности тепловых нейтронов исследуемого, опорных нефтеносного и газоносного пла­стов; k_гоп — газонасыщ-ть опорного газоносного пласта, установ­ленная по БЭЗ.

При отсутствии опорных газоносных пластов в нефтегазовой залежи, значение λ_nгпоп можно найти расчетным путем. Зная параметры λ_{nнп оп} опорного пласта в нефтегазовой залежи и приняв остальные зна­чения (k_в, k_н, k_г) одинаковыми для всего изучаемого интервала, можно записать

λ_nгпоп=λ_nнпоп–k_пk_г(λ_nн-λ_nг), где λ_nн , λ_nг — декременты затухания плотности тепловых нейтронов в нефти и газе.

Определив величину начальной нефтегазонасыщ-ти пластов по БЭЗ, коэф-т газонасыщ-ти по ф-ле

k_г=[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, рассчиты­вают коэф-т начальной нефтенасыщ-ти k_н=k_нг-k_г..