О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / РЭНГМ / Изучение профиля притока и приемистости

(автор - student, добавлено - 11-05-2014, 14:14)

Изучение профиля притока и приемистости


1. При интерпретации результатов изучения профиля притока и приемистости следует различать два случая. 

а)   Исследования выполнены в скважине на начальном этапе эксплуатации, непосредственно после ее заканчивают, освоения и выхода на установившийся режим. В таких скважинах пласто­вые давления близки к первоначальным, в эксплуатационных сква­ жинах добывается безводная нефть, воздействие закачки на про­филь притока несущественно. Исключения составляют резервные скважины, пробуренные на участках интенсивной разработки за­лежи, для которых воздействие закачки будет иметь место и на

начальном этапе эксплуатации.

б)   Исследования проведены в скважинах, находящихся в дли­тельной эксплуатации. В таких скважинах обычно неоднократно
выполнялись исследования профилей притока или приемистости. Пластовые давления существенно различаются для различных пла­
стов,  а в неоднородном    пласте — для    различных    пропластков.

 

где qoa для опорного пласта с kT.on устанавливается по графику рис. 63.

9.  Методика обработки кривых НГК при оценке kr сводится к следующему:

а)  производится разделение пластов на классы, характеризую­щиеся близкими значениями пористости скелета kn. 0к по данным
анализа керна и каротажа;

б)   по результатам измерения методом НГК в зоне ниже ГНК для каждого выделенного класса пластов определяется среднее
значение НГК, соответствующее опорному нефтеносному пласту /н;

в)   по результатам измерений методом НГК выше ГНК для каждой группы пластов определяются средние значения НГК, со­
ответствующие опорным газоносным пластам /г. 0т',

г)   на основании исходной зависимости q = f (kT) по найденным значениям /г. от определяется ITim для каждого класса пластов
в соответствии с п. 8;

д)  по значениям /, /riooi, /н вычисляются q в соответствии с п. б;

е)   по величине q и зависимости на рис. 63, перестроенной для соответствующего давления, определяется kv.

  1. В случае глинистых коллекторов с той же пористостью ске­лета, что и у опорного пласта, найденная величина коэффициента газонасыщенности kT coo iь ч'ствует доле пористости скелета, заня­той газом, и будет отличаться от истинного коэффициента газона-сыщенностн kr. ист. Если пористость глинистого пласта не известна, то величина kv позволяет определять объемную газонасыщенность глинистых коллекторов VT = kvkn. on- Если пористость пластов из­вестна и равна /гп, то истинная газонасыщенность
  2. Если в разрезе нет опорных газоносных пластов, прибли­женную оценку газонасыщенности можно сделать, пользуясь в ка­честве опорного плотным пластом. В этом случае необходимо опре­делить коэффициенты перехода от показаний НГК в плотном пласте к показаниям в газоносном пласте с известной газонасыщен­ностью.

Переходные коэффициенты определяются по данным НГК сква­жин, в разрезе которых имеются опорные пласты обоих типов.

  1. Основные погрешности в оценке газонасыщенности связаны с изменением эксцентриситета обсадной колонны в интервале ис­следования. Поэтому перед проведением интерпретации показаний НГК' анализируются диаграммы гамма-гамма-цементомера (де-фектомера). По этим диаграммам выделяются интервалы с резким изменением положения колонны в скважине, которые в дальней­шем исключаются из интерпретации.
  2. Коэффициент вытеснения из пласта нефти газом /СВЫт опре­деляется по формуле

Квыт=А//гн0>                                                                                (XI.28)

 


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ Яндекс.Метрика
Copyright 2020. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!