Методы определения КИН

Под текущим коэффициентом извлечения нефти понимают отношение накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к подсчитанным запасам на момент утверждения проектного документа на разработку. Текущуюнефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени.

На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если tк — момент окончания разработки пласта,то η к — конечная нефтеотдача.

Текущую нефтеотдачу при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости η от ΣQв/V_пили η от Σ Q_вз/Vn (Vn — поровый объем пласта;Q^ор — геологические запасы нефти, Q_вз- вода закаченная в пласт). Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения Σ Q_вз/Vn т в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 70.

Текущаяобводненность v продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

На рис. 70 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от Q_вз/Vn.

Коэффициент текущей нефтеотдачи η равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой η ₁ на коэффициент η ₂ охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой η ₁ при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием η ₂ называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Рис. 70. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от пласта

1 — текущая нефтеотдача η, 2 — текущая обводненность v

2.Назначение и технология проведения термометрических исследований скважин.

Термометрия действующих скважин (высокочувс-твительная термометрия) отличается от традиционной термометрии (геометрия, метод закачки жидкости с контрастной температурой) тем, что измерения проводятся в процессе работы скважины и исследуются тепловые аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюидов в пласте и стволе скважины. Исследования сводятся к спуску термометра в продуктивный интервал и регистрации распределения температуры вдоль ствола скважины с обязательным перекрытием зумпфа и приема НКТ.Интерпретация термограмм заключается в выявлении и анализе температурных аномалий. Анализ начинают с зумпфа. При наличии участка ненарушенной геотермы определяют градиент температуры. Корреляция градиентов температуры с разрезом свидетельствует об отсутствии движения жидкости в скважине и заколонном пространстве по данным термометрии. Заключение по результатам исследований скважины выдается по данным всего комплекса (локация муфт, плотнометрия, ГК, механическая и термокондуктивнаядебитометрия, влагометрия, резистивиметрия).

- диагностика состояния насосно-подъемного оборудования.

- Выявление обводненных интервалов по эффекту охлаждения пласта закачиваемыми водами.

- Определение интрваловразгазирования и поступления газа.

Термометрия позволяет получить информацию о пластах, перекрытых НКТ и о работе пластов, недоступных исследованию в действующей скважине (по измерениям в остановленной скважине после извлечения из нее оборудования). В качестве критериев используются уровень случайных помех и качество воспроизведения аномалий на основной и повторной диаграммах.

Распределение температуры по стволу добывающей скважины определяется следующими факторами:

-естественное тепловое поле Земли.

- изменение температуры флюида при фильтрации в пласте (баротермический эффект).

- Эффект калориметрического смешивания восходящего по колонне потока с поступающим из пластов флюидом.

- Теплообмен между потоком жидкости в стволе скважины и окружающими породами.

Кроме них, на распределение температуры влияют расход и состав флюида, структура и направление потока. К настоящему времени определялись следующие задачи, которые могут решаться высокочувствительной термометрией:

- выделение интервалов притока (приемистости), в том числе и слабоработающих перфорированных пластов.

- Выявление заколонныхперетоков из неперфорированных пластов.

- Определение притоков в скважину из мест негерметичности обсадной колонны.