Керн Капиллярометрия и фазовые проницаемости ГДИ-эффект

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.

Капиллярометрия и фазовые проницаемости

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.

Эффективная вязкость двухфазного потока

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.


Подробнее о системе ...

В начало страницы Главная страница Контакты ГИС-эффект

© 2000, ООО «ГИС-ГДИ-эффект» Rambler's Top100