Дополнительная информация
Описанная выше методика не отражает точных параметров насыщения непосредственно в самом пласте, так как можно отметить как минимум два процесса влияющие на содержание флюида в образце:
1. Загрязнение керна.В процессе бурения, из-за разницы давления между столбом бурового раствора и пластовым давлением, фильтрат бурового раствора проникает в отбираемые образцы керна. Это неизбежно приводит к вытеснению части изначально содержащихся в керне флюидов, а значит параметры насыщения, определяемые на таких образцах, будут не соответствовать пластовым значениям.
Таблица 1.13 – Результаты исследований
Параметры исследований | Значение |
Масса образца до экстрагирования насыщенного нефтью и водой(Мдо экс), г | |
Масса экстрагированного и высушенного образца(Мпосле экс), г | |
Объем воды выделившийся из образца(Vводы), см3 | |
Плотность воды(ρв), г/см3 | |
Плотность нефти(ρн), г/см3 | |
Объем нефти в образце(Vнефти), см3. | |
Коэффициент общей пористости (mоб), д.е. | |
Диаметр керна (dк), см | |
Длина керна (hк), см | |
Видимый (кажущейся) объем образца(Vобр), см3. | |
Коэффициент нефтенасыщенности (Sн), д.е. или % | |
Коэффициент водонасыщенности (Sв), д.е. или % |
Таблица 1.14 – Исходные данные к упражнению 1.7
Вари-ант | Мдо экс, г | Мпосле экс, г | Vводы, см3 | ρв, г/см3 | ρн, г/см3 | mоб, д.е. | dк, cм | hк, см | Vобр, см3 |
46,545 | 0,423 | 1,04 | 0,79 | 0,24 | 2,5 | 17,66 | |||
46,498 | 0,485 | 1,05 | 0,8 | 0,23 | 2,6 | 18,37 | |||
46,480 | 0,545 | 1,03 | 0,81 | 0,22 | 2,7 | 19,08 | |||
46,461 | 0,602 | 1,04 | 0,82 | 0,21 | 2,8 | 19,78 | |||
46,474 | 0,655 | 1,02 | 0,83 | 0,2 | 2,9 | 20,49 | |||
46,105 | 0,778 | 1,04 | 0,84 | 0,21 | 21,2 | ||||
45,693 | 0,915 | 1,08 | 0,85 | 0,22 | 3,1 | 21,9 | |||
45,418 | 1,065 | 1,04 | 0,84 | 0,23 | 3,2 | 22,61 | |||
45,072 | 1,231 | 1,06 | 0,83 | 0,24 | 3,3 | 23,31 | |||
44,765 | 1,411 | 1,04 | 0,82 | 0,25 | 3,4 | 24,02 |
2. Расширение флюидов. При извлечении керна на поверхность, где давление будет равно атмосферному и значительно меньше чем на глубине обора, происходит расширение содержащихся флюидов, воды, нефти или газа. Это, в свою очередь, приводит к вытеснению флюидов, в соответствии с имеющимися коэффициентами расширения.
Многочисленные исследования, проведенные в области влияние буровых растворов на первоначальную насыщенность, указывают на то, что когда в качестве бурового раствора используется жидкость на нефтяной основе, это практически не влияет на параметр водонасыщенности. Также считается, что расширение газа оказывает незначительное воздействие на первоначальную водонасыщенность.
Упражнение 1.7.Определить объем нефти в образце(Vнефти), коэффициент нефтенасыщенности (Sн) и коэффициент водонасыщенности (Sв), полученные значения занести в таблицу 1.13. Исходные данные представлены в таблице 1.14.
Контрольные вопросы
1. Какие приборы используется для определения водо- и нефтенасыщенности керна?
2. Почему применяемые методики не отражает точных параметров насыщения непосредственно в самом пласте?
Дата добавления: 2015-06-12; просмотров: 1005;