Дополнительная информация. Описанная выше методика не отражает точных параметров насыщения непосредственно в самом пласте, так как можно отметить как минимум два процесса влияющие на

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(V_нефти), коэффициент нефтенасыщенности (S_н) и коэффициент водонасыщенности (S_в), 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?