Анализ - керновой материал
Cтраница 2
Особое внимание обращается на анализ кернового материала из оценочных скважин. Для повышения надежности получения параметров по данным анализа кернового материала их определяют несколькими различными независимыми методами. Например, коэффициент нефтенасыщенности определяют экстракционным методом, импульсным методом, ядерно-магнитного резонанса и фотокалориметрическим методом. [16]
 |
Индикаторные кривые работающих интервалов. [17] |
Полученные результаты совместно с анализом кернового материала и геофизических исследований позволят оценить значение величин предельно возможных дебитов по отдельным пачкам, что возможно было сделать ранее лишь путем испытания пакером отдельно каждого взятого интервала. [18]
Практически невозможно непосредственно на буровой организовать анализ кернового материала, поступающего в большом количестве при бурении со сплошным отбором. В связи с этим основной задачей является надежное сохранение в керне начальной водонасыщенности SB как в момент отбора, так и в процессе доставки образцов пород на анализ. Имеющиеся рекомендации на этот счет сводятся или к простому парафинированию ( образец породы опускается в парафин) или к парафинированию с использованием марли в последовательности парафин - марля - парафин. В качестве наилучшего способа считается хранение образцов пород в нефти. Следует отметить, что длительное хранение кернового материала в нефти может повлиять на смачивающие свойства породы. В таком случае при дальнейших испытаниях на этих образцах должны быть исключены опыты, связанные с фильтрацией пластовых жидкостей и вытеснением нефти водой. Более того, не исключена возможность самопроизвольного вытеснения воды, содержащейся в керне, нефтью под действием капиллярной пропитки. [19]
 |
Номограмма для предварительного выбора теоретического распределения соответствующего фактическому. [20] |
Статистический ряд проницаемости, составленный по данным анализов кернового материала, представлен в табл. 1.2. Определить теоретический закон распределения, соответствующий статистическому ряду, и найти его основные характеристики. [21]
Первые количественные данные о пласте устанавливают по данным анализа кернового материала. [22]
Вибровоздействие и технология его проведения должны быть предварительно обоснованы анализом геологопромыслового и кернового материала и геофизических исследований. Для выбора наиболее эффективного метода воздействия нужно знать причины уменьшения продуктивности скважин. Особое внимание должно быть уделено водочувствительным минералам, которые содержатся в продуктивном пласте. Такие минералы могут при контакте с водой разрушаться или набухать. Причинами ухудшения фильтрационных свойств пород могут быть также отложения в призабой-ной зоне солей, смоло-парафиновых отложений. Гидродинамические методы исследования скважин могут быть полезны для выяснения состояния призабойной зоны скважины. Данные исследований используются при выборе рабочей жидкости для вибровоздействия. [23]
Для описания пористой среды по перечисленным основным характеристикам необходимы данные анализа кернового материала. [24]
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, затворенных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортировки его в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды при транспортировке образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. [25]
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов, приготовленных на нефтяной основе. Предполагается, что при подъеме керна на поверхность и в процессе транспортирования его в лабораторию существенных изменений количества остаточной воды не происходит. Во избежание испарения воды образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. [26]
 |
Зависимость остаточной. [27] |
Наиболее достоверные результаты определения количества остаточной воды в породе получены при анализе кернового материала, выбуренного с применением растворов на нефтяной основе. Предполагается, что при выбуривании керна, при подъеме его на поверхность и в процессе транспортировки в лабораторию существенных изменений остаточной воды не происходит. Чтобы избежать испарения воды при транспортировке, образцы поднятого керна обычно парафинируют или перевозят в закрытых сосудах под слоем нефти. Содержание остаточной воды определяется путем экстрагирования образцов в приборе Дина и Старка ( рис. 63) или же в приборах ЛП-4 ( прибор С. Л. Закса) ( рис. 64), предназначенных для одновременного определения водо -, нефте - и газонасыщенности кернов. [28]
Получение прямых данных общей водонефтенасыщенности трещин-но-порово-кавернового образца и особенно трещинно-каверновых его пустот по анализу кернового материала весьма затруднительно, так как при извлечении такого керна из скважины содержимое каверн и трещин теряется. [29]
Фактическая проницаемость пласта, вероятно, меньше, чем средняя проницаемость, определенная в результате анализа кернового материала, а также меньше, чем вычисленная по коэффициентам продуктивности. Если часть контура нефтяной залежи, подверженная воздействию контурной воды, составляет одну треть ее общего периметра, а эффективная мощность пласта равна 50 % указанного значения, то эффективная проницаемость пласта, при которой вода внедряется в нефтяную залежь, будет около 23 миллидарси вместо 121 миллидарси. [30]
Страницы: 1 2 3