Нефтенасыщенность - керн
Cтраница 1
Нефтенасыщенность кернов в этом случае определяют по данным водонасыщенности и по потере веса после экстрагирования смежного образца в аппарате Сокслета. [1]
Поскольку информация о нефтенасыщенности кернов, выбуренных при безводном растворе, из-за сложности метода может рассматриваться только как эталонная или контрольная, важное значение имеет сопоставление данных отово метода с результатами косвенных определений, полученных по тем же скважинам. Так, по данным В. П. Санина ( 1978 г.), в неоднородных коллекторах Западной Сибири, Мангышлака, Башкирии и некоторых других районов наиболее близкое совпадение нефтенасыщенностей, определенных прямым и косвенным методами, наблюдается при значениях ее более 50 % и высокой проницаемости. В мелкопористых и слабопроницаемых коллекторах косвенные методы могут дать завышенные значения. [2]
Широкий опыт исследования нефтенасыщенности кернов, извлеченных из различных пластов, свидетельствует о том, что во всех случаях происходит промывка их фильтратом глинистого раствора - содержание нефти в кернах существенно ниже, а содержание воды выше, чем в пластовых условиях. Причем вода в кернах имеет явные признаки фильтрата промывочного раствора. [3]
Широкий опыт исследования нефтенасыщенности кернов, извлеченных из различных пластов, свидетельствует о том, что происходит промывка их фильтратом глинистого раствора, поскольку содержание нефти в кернах существенно ниже, а воды определенно выше, чем в пластовых условиях. Причем вода в кернах имеет явные признаки фильтрата промывочного раствора. [4]
Широко распространено мнение, что нефтенасыщенность кернов, выбуренных при промывке забоя буровым раствором на водной основе, при анализе дает вполне обоснованную величину неизвлеченной нефти. Объясняют это воздействием упруго-водонапорного вытеснения ( фильтрат из глинистого раствора) в процессе взятия керна на его содержимое, а также вытеснением пластовой жидкости из керна при расширении растворенного газа в связи со снижением давления в образце выбуренной породы от пластового до атмосферного. [5]
Аппарат Закса для одновременного определения водо - и нефтенасыщенности кернов ВН-2 ( 9 компл. [6]
Низкую водонасыщенность кернов ( в среднем 20 - 35 %) и суммарную нефтенасыщенность кернов ( в среднем 50 - 65 %) также невозможно объяснить указанной схемой промывки. Суммарная нефтеводонасыщенность кернов на забое составляет 100 % от объема пор. При выносе кернов на поверхность она может быть снижена лишь в результате выделения и расширения газа из остаточной нефти. Но если нефтенасыщенность кернов на забое составляет всего 25 - 30 %, то газ из этой нефти не может вытеснить 35 - 50 % от объема пор жидкости из гидрофильных кернов и тем более воды, которая удерживается в порах капиллярными силами. [8]
Эффективность вытеснения нефти на разных расстояниях от точки нагнетания оценивали на основании данных анализа нефтенасыщенности кернов из скважин, пробуренных в пройденной фронтом вытеснения зоне. По-видимому, мини-тесты - наилучший вид предварительных испытаний в случае неглубокого залегания пластов, поскольку они не требуют бурения и обустройства добывающих скважин, обеспечиваются небольшими количествами реагентов и могут быть проведены в короткий срок - за несколько месяцев. В то же время существенный недостаток технологии мини-тестов - необходимость бурения нескольких скважин только для отбора керна. Это ограничивает применимость данного вида испытаний при глубине залегания пластов свыше 500 - 1000 м, так как с ростом глубины существенно повышается стоимость каждой скважины и увеличивается радиус возможного отклонения забоя от проектной точки отбора керна. Кроме того, определенную трудность представляет доказательство эффективности вытеснения по изменению нефтенасыщенности коллектора вместо привычного замера объема фактически добытой нефти. [9]
В дополнение к условиям воспроизведения первоначального распределения жидкости в пласте, связанного с запасами нефти в последнем и свойствами добываемой пластовой жидкости, даниые об остаточной водо - и нефтенасыщенности кернов, полученные в лабораторных условиях, дают ценные указания о возможной суммарной добыче нефти. Таким образом, определение водо - и нефтенасыщенности может явиться показателем суммарной добычи нефти из данной породы при соответствующем механизме нефтеотдачи. [10]
В дополнение к условиям воспроизведения первоначального распределения жидкости в пласте, связанного с запасами нефти в последнем и свойствами добываемой пластовой жидкости, данные об остаточной водо - и нефтенасыщенности кернов, полученные в лабораторных условиях, дают ценные указания о возможной суммарной добыче нефти. Таким образом, определение водо - и нефтенасыщенности может явиться показателем суммарной добычи нефти из данной породы при соответствующем механизме нефтеотдачи. [11]
В ряде нефтяных районов США коэффициент нефтенасыщенности определяют не только по данным о содержании связанной воды, полученным в результате анализа специально-отобранных кернов, но и путем непосредственного изучения нефтенасыщенности кернов, взятых колонковыми долотами. Сравнивая данные, полученные тем и другим путем, устанавливают для месторождения средний коэффициент потери нефти при обычном подъеме керна колонковым долотом. Пользуясь этих коэффициентом, определяют нефтенасыщенность в различных интервалах разреза и участках пласта путем непосредственного анализа кернов, взятых из скважин обычным способом. [12]
Ишимбайских рифогенных отложений экстрагируется наименьшее относительное количество остаточной нефти - всего лишь 0 1 - 0 2 %; из песчаников Арланского месторождения - 4 5 - 5 мас. Время экстракции остаточной нефти в зависимости от литологии коллектора ( в большей степени) и нефтенасыщенности керна составляет 60 - 80 часов; в частности, для Арланского месторождения время экстракции составило 60, для Ишимбайского 80 часов. [13]
Для исключения искажающей информации о действительной неф-теводонасыщенности коллекторов при совместном анализе керновых и геофизических данных необходимо учитывать не только способы определения водо - ( kB) или нефтенасыщенности ( & н) по кернам, но и условия отбора керна, тип и параметры промывочной жидкости, на которой вскрывался продуктивный пласт, условия бурения. Основные факторы, определяющие насыщенность и распределение флюидов в керне, следующие: факторы бурения ( тип промывочной жидкости, режим бурения), пластовые факторы и изменение нефтенасыщенности кернов при подъеме его на поверхность. [14]
Применение косвенных методов определения коэффициента нефтенасыщенности связано с тем, что в настоящее время еще нет разработанной методики и аппаратуры для отбора керна с сохранением пластовых условий, что позволило бы непосредственно определять коэффициент нефтенасыщения. В связи с этим в ряде нефтяных районов США коэффициент нефтенасыщения определяют не только по данным о содержании связанной воды, полученным в результате анализа специально отобранных кернов, но и путем непосредственного изучения нефтенасыщенности кернов, взятых колонковыми долотами. Сравнивая полученные данные, устанавливают для месторождения средний коэффициент потери нефти при обычном подъеме керна колонковым долотом. Пользуясь этим коэффициентом, определяют нефтенасыщенность в различных интервалах разреза и участках пласта путем непосредственного анализа кернов, взятых из скважин обычным способом. По отдельным месторождениям было установлено, что керны, отобранные колонковыми долотами, при подъеме из скважин теряли в среднем около 30 % первоначально содержащейся в них нефти. [15]
Страницы: 1 2