|
Капиллярометрия и фазовые проницаемости |
|
В программно-методическую систему ГДИ-эффект включена обработка специфических анализов керна, которые широко используются на Западе и теперь получили распространение в России.
В обработку вовлекаются лабораторные данные капиллярометрических исследований на образцах керна (см. рисунок). Такие лабораторные опыты заключаются в вытеснении воды из образца горной породы воздухом или керосином (процесс псевдонеустановившегося течения). По результатам этих опытов строится кривая капиллярного давления (давления вытеснения) в зависимости от насыщения пор смачивающей фазой Кв, определённому по параметру насыщения Рн. Пользователь может отключить отдельные недостоверные точки (замеры), чтобы получить гладкую кривую капиллярного давления.
Кривая капиллярного давления используется для расчёта и построения графика зависимости фазовых проницаемостей по нефти и воде (а также обводнённости пластового флюида) от коэффициента водонасыщенности Кв. Определяются критические значения Кв*, Кв.кр, Кв** соответственно для заданных уровней содержания воды в добываемом флюиде: 1%, 50%, 99%. Эти критические значения Кв используются при оценке характера насыщения (нефть, переходная зона, вода) по данным ГИС.
Пересчёт капиллярного давления в эквивалентную высоту подъёма над зеркалом чистой воды позволяет построить график прогнозного распределения содержания воды в переходной зоне, определить границы контактов флюидов и оценить толщину переходной водонефтяной зоны. На рисунке границы проведены по заданным уровням обводнённости пластового флюида: 1% (нефть), 50% (Н+В), 99% (вода).
Эффективная вязкость двухфазного водонефтяного потока
По заданным величинам вязкости нефти и воды в пластовых условиях с учётом определённых фазовых проницаемостей рассчитывается зависимость эффективной вязкости (псевдовязкости) двухфазного водонефтяного потока от обводнённости добываемой продукции.
Для фактической обводненности h продукции при проведении конкретного гидродинамического исследования скважины определяется конкретное значение эффективной вязкости mн+в двухфазной смеси (например, при h=35% получаем mн+в=3.0923 мПа*с). Теперь полученную эффективную вязкость mн+в можно применять при гидродинамических расчётах для определения абсолютной проницаемости в случае притока водонефтяной смеси, используя при этом эквивалентные однофазные модели обработки данных ГДИС (испытатель на трубах, установившиеся отборы, кривые притока и восстановления давления, уровневые замеры).
Как видно из графика, эффективная вязкость водонефтяного потока mн+в в несколько раз превышает как вязкость нефти mн, так и вязкость воды mв. Так например, при mн=0.7 и mв=0.3 эффективная вязкость mн+в может достигать 3.2 мПа*с. Таким образом, отсутствие учёта фазовых проницаемостей при обработке результатов гидродинамических исследований скважин приводит к существенному занижению абсолютной проницаемости в случаях двухфазного потока.
Например, если при обработке КВД предполагать приток однофазного флюида (нефть) и в расчётах использовать вязкость mн=0.7 мПа*с, то получим кажущийся коэффициент проницаемости k=0.00597 мкм2 (рис. 3).
А если провести обработку той же КВД, но с использованием псевдовязкости водонефтяного потока mн+в=3.0923 мПа*с при фактической обводненности h=35%, то получим значение коэффициента абсолютной проницаемости k=0.02638 мкм2 (рис. 4).
Таким образом, величина абсолютной проницаемости оказалась в 4.4 раза больше кажущейся. Это подтверждает необходимость учета двухфазной фильтрации при определении абсолютной проницаемости по данным гидродинамических исследований скважин.
| В начало страницы | Главная страница | Контакты |  |
| © 2000, ООО «ГИС-ГДИ-эффект» |
){kind=link}
){kind=link}
){kind=link}
){kind=link}