Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Вопрос остаточной нефти » Ответить
Вопрос остаточной нефти
Василий: Такой вот вопрос. Допустим есть образец породы, насыщаем его керосином, вытесняем нефть, получаем остаточное значение нефтенасыщенности. Это у нас фактическая величина остаточной нефти. В ласте расчитываем Кнг по арчи - Дахнову в пласте, получаем Общую нефтенасыщенность, теперь нам нужно расчитать подвижную нефтенасыщенность и вот тут вопрос. Значение остаточной нефтенасыщенности (определенное по какойто связи с керном - теми самыми образцами), мы должны отнять от общей нефтенасыщености или пересчитать отняв процент остаточной нефтенасыщенонсти? Например Кнг_общая(Арчи) = 60%, остаточная нефть Кн_ост (среднее по керну для пласта) = 20%, Кнг_подвижная = Кнг_общая-Кн_ост= 40% или Кнг_подвижная= Кнг_общая-Кнг_общая*Кн_ост/100=48%. Я видел два отчета с диаметральными расчетами :-(
Ответов - 13
БНЕ_Home: Отзыв на Автореферат диссеpтации З.Р.АХМЕТОВОЙ: "СТРУКТУРИЗАЦИЯ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ДОИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ”, пpедставленной на соискание ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.17 – "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ". Тема диссеpтации З.Р.Ахмедовой сомнения не вызывает, ибо, несмотpя на относительно давний срокдолгую историю развития методов определения остаточной нефтенасыщенности и КИН, потенциал pазвития этого напpавления остается все еще далеко не исчеpпанным. Развиваемое диссертантом направление ставит своей целью последовательный учет влияния факторов, обусловленных различием состава, строения и генезиса пород применительно, в первую очередь, к конкретным типам объектов, на характер и параметры используемых в дальнейшем петрофизических взаимосвязей. Практическое значение работы тесно связано с чрезвычайно актуальной проблематикой дифференциации остаточной нефтенасыщенности по типам с целью последующей коррекции воздействия и в итоге повышения нефтеотдачи. Результаты основаны на широком и последовательном использовании методов физики пласта, статистических и численных методов и логико-профессиональных обобщений на репрезентативном эмпирическом материале. Выбранная автором методика исследований основана на системном подходе к изучению комплексной проблемы, что и позволилоа не только всесторонне использовать ранее предложенные методы, но и применить их к дифференциации петрофизических взаимосвязей и разделению пластов на преобладающие типы. Автор отзыва не специалист по разработке месторождений и в этой связи высказываемыее далее пожелания носят сугубо дилетантский характер. С моей точки зрения, диссертацию украсила бы сопутствующая информация (в частности, о размере образцов, на которых определялась остаточная нефтенасыщенность термовесовым методом, данные о гранулометрии, сведения о температуре и длительности процедуры экстракции образцов, может быть, параметре пористости). Аналогично неясным остается тип глин для образцов обеих исследуемых групп и неоднородность коэффициента смачиваемости. Автор отзыва вначале был удивлен малым числом ссылок на свежие англоязычные публикации по тематике, но убедился, что англоязычные авторы стали большее внимание уделять характеру вытеснителя (от углекислого газа до полимеров). С точки зрения петрофизика трудно развеять впечатление, что при отходе как этих авторов, так и диссертанта от многопараметрических соотношений типа Guthrie-Greenberger и их отечественных аналогов, включающих, в частности, данные сведения о мезонеоднородностях (уровня дециметр-метр) какие-то степени свободы могли потеряться. Судя по публикациям, возможно, что эти фрагменты работы (включая сопоставление измерений с данными по большемерным образцам) будут полнее раскрыты в диссертациях других членов творческого коллектива, возглавляемого научным руководителем диссертанта. Вместе с тем представляется, что основные результаты автора позволяют надеяться на оптимистический взгляд на возможность интеграции различных аспектов геологического знания (в том числе с привлечением данных каротажа и сейморазведки) с реально существенным практическим выходом. Принципиальные замечания по диссертации у меня отсутствуют. Работа представляет собой новое решение известной научной задачи, удовлетворяет требованиям, предъявляемым ВАК к диссертациям на соискание ученой степени кандидата технических наук, основные положения диссертации опубликованы в открытой печати. На основании изложенного я считаю, что Зиля Рашитовна Ахметова объективно заслуживает присуждения ейму искомой ученой степени кандидата технических наук по специальности 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". Руководитель группы разработки подсистемы ГИС ЗАО "Пангея" к.т.н. Б.Н. Еникеев Б.Н.
Василий: Я лично склонялся ко второй точке зрения. Но все же...
bne_mumbai2: Не понимаю аргуметов в адрес второй точки зрения Ведь и Кнг и Кно берутся как доля заполнения открытой пористости (Кп) нефтью. Кнг - количество нефти на единицу объема пор Для водонасыщеннсти есть понятие влажности Кп*Кв Потому умножать Кно еще и на Кнг вроде неверно Это означало бы, что Кно берется как доля Кп*Кнг Можно пытаться вводить некое ^Кно^ именно так, но такая предпосылка была бы не оправдана физически По существу она означала бы, что было что при разных значениях Кнг (в том числе и равном истинному прежнему Кно) значение ^Кно^ породы различно Мы же считаем и это наверняка верно при не совсем уж засмлоленной до полубитума нефти, что Кно это свойство пористой среды (пористости и проницаемости или еще глинистости и режима вытестнения), но не объема насыщения нефтью Именно такое (абсолютное, а не относительное) введение понятия Кно довольно устойиво и оправдано
Василий: Я раньше так и вводил, даже не думая что можно подругому и тут мне попался отчет со вторым вариантом. И я начал думать почему так. Ведь замер Кно проводится в образце 100% насышенным нефтью (керосином), а в пласте попал образец насыщенный нефтью на 60%, 40% вроде бы вода. В водонасыщеной (влажной части), это значение должно быть либо намного меньше либо вовсе отсутствовать. К тому же подвижность у нефти и воды разная, так что вроде как в таком подходе есть свой резон. Я совершеннно не настаиваю на этой точке зрения, просто хотелось бы разобраться. Опять же, когда я над этим думал, пришел к выводу что при значительном уменьшении Кнг, Кно может снизится до неприлично низких значений, возможно надо вводить какойто предел минималльной Кно.
bne_mumbai2: Все же есть различие между предельно насыщенной зоной (в которой только невытесняемая при заданной высоте залежей вода) и переходной Относительные переменные все же есть в петрофизике скажем отличие начальной пористости от пористости при уплотннении поделенное на пористость как параметр
Василий: Вот... В переходной зоне значит всетаки надо использовать подход 2 ??? Опять же если зона не переходная а просто поры недонасыщенны нефтью из-за абсорциионной воды глин (в случае повышенной глинистости) или по какимто другим причинам, какой из подходов наиболее приемлем?
bne: Что в переходной зоне, что в зоне проникновения надо задавать модель изменчивости по глубине (расстоянию от центра скважины) Но конечное значение будет идти начиная от граничного
Andrew: Помнится с шефом считали подвижную воду, именно по способу 2! Т.е. Квод.подв.=(Квод-Квод.ост.)/(1-Квод.ост.)
bne: Я не знаю кто Ваш шеф, но наверное он в теме проблематики, если с определенностью так поступает Посоветывался с коллегами, но они также в непонятках Может быть там какая-то хитрость в интерпретации Кно? Какие-то хитрые осреднения по многим слоям или игры с трещинами или еще что-то подобное?
Andrew: Теплоухов Владимир Малафеевич
bne: кто бы мне не говорил, я бы потребовал доказательства А с Вашим шефом пока не знаком
TAS: Василий затронул вопрос, который очень интересен для меня ещё и потому, что перебрав данные анализов кернов за последние 30 лет (примерно несколько тысяч образцов(бумага)) я всего раза 2 встретил графу "нефтенасыщенность". Что за нефтенасыщенность? Нефтенасыщенность образца или его остаточная нефтенасыщенность, не смог уточнить (да многих и нет уже, только бумаги). Вопрос у меня такой: Правильно ли, используя на манер BVW(объёмная водонасыщенность) получать BVO (объёмная нефтенасыщенность) и сравнивая их, выделять продуктивные зоны в терригенном разрезе. А заменив открытую пористость на эффективную, получить подвижные *насыщенности. Можно ли так делать? Спасибо.
bne: Фокус в том, что не очень ясно о чем речь у Вас Скорее всего IMHO у Вас речь идет о содержании нефти экстрагированной из керна Обычно это заведомо большая величина чем остаточная нефтенасыщенность и зависит от кучу случайных факторов кроме геометрии и фобносити Обычно она ни с чем хорошо не коррелируется А формальные преобразования обычно те же самые
полная версия страницы