Интерпретация результатов опробования
Отобранные пробы жидкости и газа передают для исследования (табл. 23). При незначительной зоне проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт интерпретация данных ОПК проста: характер пробы соответствует насыщенности пласта.
Рис. 7.4 Палетка для определения содержания пластовой воды (шифр кривых в %) в отбираемой жидкости.
При глубоком проникновении фильтрата нефть и пластовую воду можно не отбирать. В этих случаях характер насыщения породы определяют по составу и количеству газа, поступающего из остаточного флюида промытой зоны пласта вследствие ее дегазации при опробовании под большой депрессией. В хорошо проницаемых породах рекомендуется проводить зондирование пласта пробосборниками увеличенной емкости и сопоставлять полученные результаты.
Таблица 7.3
Исследования проб, отобранных опробователем пластов
Определяемый показатель |
Прибор, метод исследования |
Необходимость и место исследований |
1 |
2 |
3 |
Вода, промывочная жидкость |
||
Объем
|
Мерная емкость, кружка СПВ5 |
Обязательно; на скважине |
Плотность |
Аргометр АГ-2 |
То же |
Вязкость |
Вискозиметр |
То же |
Удельное электрическое сопротивление |
Переносный резистивиметр ПР-1 |
Обязательно; на базе после фильтрования |
Наличие и характер люминесценции |
Люминоскоп |
На базе, при возможности на скважине |
Водоотдача |
Прибор ВМ-6 |
Для проб промывочной жидкости на скважине |
Тип минерализации |
Шестикомпонентный химический анализ |
При необходимости; в лаборатории |
Газ |
||
Объем |
Газомер, манометр |
Обязательно; на скважине |
Содержание углеводородов |
Газоанализатор ХГ-1Г |
Обязательно на базе или на скважине |
Компонентный состав углеводородов |
То же |
То же |
Состав не углеводородных газов |
Газоанализатор ВТИ, УХ-1, ЛХМ |
При необходимости; на базе |
Нефть |
||
Объем |
Мерная емкость, мензурка |
Обязательно на скважин |
Плотность |
Лабораторный ареометр |
Обязательно; на базе |
Вязкость |
Лабораторный вискозиметр |
При возможности в лаборатории |
Люминесцентная характеристика нефти |
Эталонная вытяжка; фотокалориметр, спектрофотометр |
То же |
Фракционный составнефти |
Фракционная разгонка |
При количестве нефти более 0.5 л; в специализированной лаборатории |
Содержание пластовой воды в пробе определяют по удельному электрическому сопротивлению. Газоносные пласты независимо от наличия зоны проникновения уверенно выделяются по большому количеству отобранного газа (табл. 7.4).
Таблица 7.4
Критерии определения характера насыщенности пластов по данным ОГК
Нефтеносный пласт |
Водоносный пласт |
Газоносный пласт |
1 |
2 |
3 |
Основные критерии |
||
Наличие нефти в пробе
|
Наличие пластовой воды в пробе |
Количество газа в баллоне составляет несколько десятков или сотен литров |
Компонентный состав углеводородных газов, характерный для нефтеносного пласта |
Компонентный состав углеводородных газов, характерный для водоносного пласта |
- |
Вспомогательные критерии |
||
Содержание углеводородов в газе составляет более 15% при отсутствии в пробе пластовой воды |
Удельное сопротивление жидкости в пробе ниже удельного сопротивления фильтрата |
Суммарное содержание углеводородов в газе более 20% при присутствии пластовой воды |
Сопротивление жидкости близко к сопротивлению фильтрата |
|
|
Для регистрации давления используют преобразователь с пределами измерения, соответствующими ожидаемому давлению. Масштаб регистрации диаграммы давления и величины стандарт-сигнала устанавливают с помощью эталонных резисторов R3 пульта опробователя, учитывая ожидаемое давление и чувствительность давления по диаграмме определяют по формуле
где ро - давление в емкости, зарегистрированное перед открытием клапана как нулевая линия (при температурах до 150°С приравнивается к 0,1 МПа);
Lv - амплитуда диаграммы давления.
По виду диаграммы давления можно определить характер притока из пласта и нарушения технологии опробования.