Форма кривой КС и ПС против песчано-глинистых пластов.

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 13Следующая ⇒

На диаграмме ПС 0 линия отсутствует. За усл. 0 отсчёта потенциалов принимают линию глин. Против неглинистых пластов она откл. От линии глин в сторону отр. Значений ПС, образуя минимумы. Мин – е (макс-е) показание ПС против середины пл., отсчитанное от линии глин, наз. Амплитудой ПС и обозн-ся ΔU_пс. В песчано – глин-ых отлож-ях на кривой ПС наибольшими отр. Аномалиями отм-ся неглинистые и слабоглинистые пески, песчаники, алевролиты. Песчано-алевролитовые породы с промежут. Знач-ми глинистости отм-ся отр. Аномалиями.

Независимо от своей сложности, кривая КС имеет 3 характерные точки. 1-я соответствует максимальному значению кажущегося удельного сопротивления горных пород, позволяет определить подошву высокообъемного пласта. 2-я точка имеет минимальное значение сопротивления г.п., позволяет определить кровлю пласта. 3-я точка располагается на значительном удалении от границ пластов и при отутствии влияния околоскважинного пространства определяется удельное сопротивление г.п., а при наличии влияния определяется кажущееся удельное сопротивление пласта.

2 Пористость коллекторов нефти, газа и воды. Виды пористости, методика определения открытой и эффективной пористость.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы. Общая (полная, абсолютная) пористость – суммарный объём всех пор (V_пор), открытых и закрытых образца к видимому его объёму.

Пористость открытая эквивалентна объёму сообщающихся (V_сообщ) между собой пор.

Коэффициент общей (полной, абсолютной) пористости (m_п) в процентах зависит от объема всех пор:

. (1.1)

Коэффициент открытой пористости (m_о) зависит от объёма сообщающихся между собой пор:

. (1.2)

Коэффициент эффективной пористости (m_эф.) оценивает фильтрацию в породе жидкости или газа, и зависит от объёма пор (V_{пор фильтр}), через которые идёт фильтрация.

(1.3)

Для зернистых пород, содержащих малое или среднее количество цементирующего материала, общая и эффективная пористость примерно равны. Для пород, содержащих большое количество цемента, между эффективной и общей пористостью наблюдается существенное различие.

Для коэффициентов пористости всегда выполняется соотношение: m_п > m_o > m_эф. (1.4)

Для хороших коллекторов пористость лежит в пределах 15-25% Поровые каналы нефтяных пластов условно подразделяются на три группы:

- субкапиллярные (размер пор < 0,0002 мм) – практически непроницаемые: глины, глинистые сланцы, эвапориты (соль, гипс, ангидрит);

- капиллярные (размер пор от 0,0002 до 0,5 мм);

- сверхкапиллярные > 0,5 мм.

Методика определения открытой пористости.

Метод Преображенского.

1.Образец экстрагируется (экстракция- извлечение), т.е. очищается от осадочной нефти, воды, фильтрата бурового раствора, механических примесей, солей.

В качестве рабочей жидкости используется спиртобензольная смесь, толуол, петролейный эфир. Затем образец высушивается и взвешивается.

G₁-вес сухого образца в воздухе.

2.Образец под вакуумом насыщается керосином или водой и взвешивается.

G₂-вес насыщенного образца в воздухе.

3.Образец взвешивается в жидкости в которой он был насыщен.

G₃- вес насыщенного образца в жидкости.

G₂-G₁G₂-G₃

V_о.п.= ρ_к V_обр= ρ_к

При определении открытой пористости в качестве раб. жид. обычно используют керосин, при использовании воды мы получаем завышенное значение пористости, т.к. часть воды поглощается минералами входящие в состав глинистого цемента.

Определение эффективной пористости, заключается в определении содержания остаточной воды, содержание остаточной воды в коллекторе может определятся прямым или косвенным методами.

Прямой метод: отбор керна при бурении на растворах на нефтяной основе (РНО), инвертных эмульсионных растворах (ИЭР) или герметезированного керна с сохранением начальной нефтенасыщенности пласта с последующим определением содержания остаточной воды по керну в лабораторных условиях. Этот метод дорогостоющий т. к. требуется бурение специальных скважин и он применяется только на крупных месторождениях.

Косвенный метод: содержание ост. воды моделируется в лаб-х условиях на естественных кернах. При этом применяются в основном 2 метода:

1) метод центрифугирования (отжатие воды из образца под действием центрабежных сил в спец. центрифуге);

2) метод капилярийметрии

Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 349; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!