Определение текущей и остаточной нефтегазонасыщенности пластов

Под текущей нефтегазонасыщенностью пласта следует по­ по­нимать количество нефти или газа в породе па определенное время разработки месторождения. Она оценивается коэффици­ентом текущего нефтегазонасыщения: Кнг.т.=Vнг.т./Vпор. представляющим собой отношение текущего объема нефти или газа к объему пор коллектора.

Рис. 171. Пример определения коэффициента текущего нефтенасыщения Кнг.т. обводненных пластов (Самотлорское месторождение, пласт БВ₈, скв. 10391).

1 — условная пулевая линия глин; 2 — обводненные продуктивные пласты

Остаточная нефтегазонасыщенность — это то количество нефти и газа, которое остается в пласте на момент окончания разработки залежи. Коэффициент остаточного нефтегазонасыщения Кнг.о=Vнг.о/Vп где Vнг.о  -объем оставшихся нефти и газа.

По данным коэффициентов начального Кн.нач и остаточной Кн.о нефтенасыщения устанавливается коэффициент конечного вытеснения нефти:

При вытеснении нефти и газа из пласта водой, близкой по минерализации к пластовой, коэффициент Кнг.т в открытом стволе скважины определяется по данным методов сопротивле­ния. Определение Кнг.т значительно усложняется при нагнетании в пласт пресных вод. В этом слу­чае необходимо знать удельное сопротивление смеси пластовой воды с нагнетаемой pсм, которое можно оценить по данным ме­тода потенциалов СП. Пример определения Кнг.т. показан на рис. 171.

Для определения коэффициента текущего нефтенасыщения Кнг.т. в обсаженных скважинах разработана методика на основе данных импульсно-нейтронных методов (ИННМ-Т, ИНГМ) при минерализации пластовых вод не менее 150 г/л.

Коэффициент текущего газонасыщения находится по дан­ным НГМ или ННМ-Т.

ИЗУЧЕНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТОВ

К эксплуатационным характеристикам пласта относятся: 1) мощность отдающих (поглощающих) интервалов; 2) про­филь притока (приемистости); 3) пластовое давление.

Определение мощности отдающих и поглощающих интерва­лов и построение профиля притока и приемистости произво­дятся по данным комплекса методов, к которым относятся ме­ханическая и термокондуктивная расходометрия, высокочувст­вительная термометрия и метод изотопов. В сложных случаях для более уверенного решения задачи могут быть привлечены данные методов определения состава флюидов в скважине и результаты исследования скважин радиоактивными методами.

Расходометрия скважин

Объемы жидкости или газа, циркулирующие в стволе сква­жины, фиксируются глубинными расходомерами. Расходомеры, предназначенные для исследования жидкости в нагнетательных скважинах, имеют больший диаметр, чем расходомеры, исполь­зуемые в эксплуатационных скважинах.

Расходомеры делятся на механические и термокондуктивные, по способу регистрации – на автономные (регистрация сигналов внутри прибора) и дистанционные сигналы для регистрации передаются по линии связи на поверхность, по условиям измерений — на пакерные и беспакерные. В механических дистанционных расходомерах используются преобразователи скорости вращения турбинки в электрические сигналы. В приборах с автономной ре­гистрацией используются как турбинные, так и поплавково-пружинные датчики. Работа термокондуктивных расходомеров основана на определении количества тепла, отдаваемого не­прерывно нагреваемым телом, которое помещено в поток жид­кости или газа. По количеству отдаваемого тепла судят о ли­нейной скорости потока, которая связана с объемным расходом жидкости.

Пакеры предназначены для направления измеряемого по­тока жидкости или газа через калиброванное сечение прибора. Пакерирующее устройство состоит из собственного пакера и силового привода для раскрытия и закрытия пакера. Приме­няются пакеры следующих типов: 1) гидравлические, раскры­ваемые с помощью насосов; 2) механические, раскрываемые с помощью двигателей и реле; 3) манжетные, неуправляемые Разные типы пакеров обеспечивают полное или неполное пере­крытие ствола скважины, поэтому через калиброванный канал прибора проходит либо весь поток, либо часть его.

Отношение расхода жидкости, протекающей через прибор, ко всему расходу Q называется коэффициентом пере­крытия или пакеровки:  Q=(Q-Q1)/Q где Q—расход жидкости, проходящей между пакером и стенкой скважины.

Если весь поток флюида проходит через калиброванный ка­нал прибора, то Q=0, если мимо прибора Q= Q1.