- •Виды и задачи керновых исследований пластов.
- •2. Специальные исследования керна.
- •Определение пористости и проницаемости по газу в пластовых условиях;
- •3. Виды и задачи геолого-промысловых исследований пластов.
- •5. Виды и задачи гидродинамических исследований скважин.
- •Метод установившихся отборов.
- •7. Метод неустановившихся отборов.
- •8. Методы определения текущего положения внк.
- •9. Оценка взаимовлияния скважин. Трассерные исследования.
- •Изменение физико-химических свойств пластовых флюидов.
7. Метод неустановившихся отборов.
Метод восстановления давления используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в их районе в условиях ярко выраженной неустановившейся фильтрации жидкости и газа.
К наиболее простым по технологии исследований и обработки их результатов относится остановка скважины, достаточно длительное время работавшей с постоянным дебитом жидкости. Процесс восстановления давления на забое скважины описывается формулой:
где Δр=р—рЗАБ; р — давление на забое скважины в момент t после ее остановки, МПа; рЗАБ — забойное давление до остановки скважины (установившееся), МПа; χ— коэффициент пьезопроводности пласта в районе скважины (усредненный), м2/с; k – проницаемость мкм2;h – эффективная толщина пласта, м; r – радиус скважины; µ - вязкость флюида мПа·с.
Процесс промысловых исследований при скачкообразном изменении дебита сводится к измерению дебита до остановки (или до и после его изменения) и регистрации изменения давления на забое скважины.
В результате обработки материалов исследований скважины методом восстановления давления определяются комплексные параметры ε и χ/r2.
Параметр χ можно оценить по формуле:
где m — пористость пласта; h — толщина пласта, м; ε – коэффициент гидропроводности пласта мкм2·м/(мПа·с); βж — коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, МПа-1; βп — коэффициент сжимаемости породы-коллектора, МПа-1.
Величины m, h, βж и βп определяют по данным независимых исследований (лабораторных и геофизических), а r — по известным χ/r2 и χ.
8. Методы определения текущего положения внк.
Контроль за перемещением ВНК и контуров нефтеносности осуществляется по комплекту следующих данных:
по кривым электрического каротажа (БКЗ, БК, ИК, диэлектрический каротаж), полученным в контрольных необсаженных скважинах и дополнительных скважинах, пробуренных из числа резервных в процессе эксплуатации месторождения;
по результатам периодических исследований неперфорированных пластов в эксплуатационных и контрольных обсаженных скважинах;
по материалам промысловых исследований и гидродинамических расчетов: по характеру обводнения соседних эксплуатационных скважин, по сопоставлению их профилей притока во времени, по аналитическим расчетам, произведенным на основе карт-изобар.
Основными методами контроля за положением ВНК в обсаженных скважинах являются методы нейтронного каротажа.
Возможности нейтронного каротажа по разделению нефтеносной и обводненной частей пласта определяются объемным содержанием хлора в обводненной части пласта (т. е. минерализацией воды и пористостью пласта), а также минерализацией связанной воды в нефтеносной части пласта.
Для оценки характера насыщения пласта по однократным исследования ИННК (импульсный нейтрон-нейтронный каротаж) необходимо располагать методикой определения глинистости и пористости (например, по данным гамма- и нейтронного каротажа) для типичных продуктивных коллекторов исследуемой залежи.
Определение положения ВНК в случае, когда пласт достаточно однороден по пористости и литологии и пластовые воды имеют высокую минерализацию, возможно методами ИННК, НГК (нейтронный гамма-каротаж) и ННК-Т. Положение водонефтяного контакта надежно определяется по всем диаграммам на основании качественной интерпретации: на диаграммах НГК — по началу уменьшения показания, на диаграммах ННК-Т и ИННК на любой задержке — по началу увеличения показаний.