Какое уравнение позволяет определить коэффициент нефтенасыщения породы

Видео:Виртуальная лабораторная работа "Определение остаточной нефтенасыщенности"Скачать

Расчет коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Расчет коэффициента абсолютной проницаемости

Определить коэффициент абсолютной проницаемости породы путем пропускания воздуха сквозь образец (Р_о = 1атм = 10 5 Па).

Исходные данные представлены в таблице 1.

Коэффициент проницаемости по газу породы определим используя формулу:

,

;

;

.

Расчет коэффициента проницаемости по нефти

Определить коэффициент проницаемости образца породы по нефти (k_н) по данным лабораторных исследований.

Исходные данные и результаты исследования приведены в таблице 2.

Коэффициент проницаемости образца породы по нефти определяется по формуле :

;

;

,

где k_пр – коэффициент проницаемости, мкм 2 ;

Q– расход флюида сквозь породу, см 3 /с;

∆Р – перепад давления на концах керна при заданном расходе, Па;

F – площадь поперечного сечения породы, см 2 ;

m – коэффициент динамической вязкости флюида, мПа∙с.

.

Расчет коэффициента относительной проницаемости.

Сквозь образец пористой среды происходит фильтрация нефти и воды. Определить относительные проницаемости образца для фильтрующихся жидкостей и водонефтяной фактор.

Исходные данные представлены в таблице 3.

1. Относительная проницаемость для нефти k_н¢ и воды k_в¢при водонасыщенности S_в = 50 % определяется по зависимости относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства, полученной экспериментально для данного образца породы (рис. 1).

Таким образом, для нефти k_н¢ = 0,29, для воды k_в¢ = 0,11.

Рис. 1. Зависимость относительных проницаемостей от насыщенности водой порового пространства

2. Фазовые проницаемости составят:

для нефти:

для воды:

3. Водонефтяной фактор в процессе течения определим из закона Дарси:

Þ

Расчет коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Определить коэффициенты нефте-, водо- и газонасыщенности породы.

Исходные данные представлены в таблице 4.

Коэффициент нефтенасыщенности (S_н):

или 49,5 %.

Коэффициент водонасыщенности (S_в):

или 26,5 % .

Коэффициент газонасыщенности (S_г):

или 6,73 % .

где V_н, V_в– соответственно объемы содержащейся в образце нефти и воды, м 3 ;

b_н, b_в– объемные коэффициенты нефти и воды соответственно, доли ед.

r_п– плотность породы, кг/м 3 ;

m – коэффициент открытой пористости, доли ед.;

G – масса жидкости, содержащейся в образце, кг;

Видео:Определение коэффициента насыщения по данным ГИССкачать

Нефтенасыщенность и способы ее определения

Нефтенасыщенность пласта hydrocarbon saturation of reservoir — Содержание нефти в породе-коллекторе. Выражается в долях или процентах от объема порового пространства (неполное насыщение нефтью всего порового пространства обусловлено наличием в нем т. н. остаточной, или связанной, воды и газа в свободном состоянии). Для подавляющего числа пород-коллекторов начальная нефтенасыщенность пласта (определяется до начала разработки месторождений) зависит от проницаемости геологической породы (чем меньше проницаемость, тем меньше нефтенасыщенность). На практике нефтенасыщенность пласта определяется по данным геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также на основе анализа керна. Результаты определения нефтенасыщенности используются для подсчета запасов и контроля за разработкой месторождения, а также при проведении различных мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.

Определение текущей нефтенасыщенности

Технология определения текущей (остаточной) нефтенасыщенности и отбивки газожидкостных контактов по данным волнового акустического каротажа (ВАК). Технология предназначена для обсаженных и необсаженных скважин с низкой минерализацией пластовых (нагнетаемых) вод и опробована в более 300 скважинах различных нефтегазодобывающих районах РФ.

Сравнительные характеристики методов оценки текущей нефтенасыщенности (при низкой минерализации пластовых вод)

Кн-характеризует долю объема порового пространства занятую нефтью, остальная часть пор занята либо, связанной водой, либо условно подвижной водой.

1)Определение по УЭС

Осущ на роснове зависимостей Рн=f(Кв)

Рн=ρнп/ρвп (во сколько раз сопротивл нефтенасыщ ГП ↑ сопр её при 100% заполнении водой).Аналитич выраж этой зависимости опред-ся — арчи-дахнова

а-коэфхарактериз степень сцементированности ГП (0,4-1,4); m-структурный показатель характериз структуру порового простр ГП, n- показатель смачиваемости пород

2)По объемному водородосодержанию

Эта зависимость строится на данных керна на РНО!(те он отбирается из естеств услов)→Кн получ довольно точно. Далее раствор меняют на РВО и делают измерения сопротивления, сопоставляют и получают.

Кн по балансу пористости определяется по формуле:

Кн=(К¯пгис — К¯прасч)/ К¯пгис,

где К¯пгис– средняя пористость, определенная по кривой влагосодержания Wв;

К¯прасч– средняя пористость определенная для водонасыщенной части коллектора (ниже ВНК), либо определенная в водонасыщенных коллекторах. Она определяется по формуле:

К¯прасч = √1/Pп ,гдеPпнаходим из зависимости ρвп = Рп·ρв , где ρв = 0,045 Омм, а ρвпопределяем по кривой БК в водонасыщенной части коллектора ниже ВНК, либо в водонасыщенных коллекторах (берем среднее значение ρвп, определенное в нескольких коллекторах).

— ф-ла Шелла

4)через параметр пористости

Используя следующие зависимости находим Кн:

Кн = 1 – Ков

ℓn Pн = 3,797·Ков + 2,293

Рн = ρнп/Pп·ρв, где ρв = 0,045 Ом·м

ℓg Pп = — 1,925·ℓg Кпо + 4,031

гдеКпо(определенное по кривой влагосодержания Wв с учетом введения всех поправок).

ρнпопределяем по кривой БК в нефтенасыщенном коллекторе (либо в нефтенасыщенной части коллектора, если есть ВНК).

36. Характеристика объекта исследований в скважине.

В разрезах, сложенных осадочными породами, последние залегают отдельными слоями или пластами с более или менее четкими границами раздела, ориентированными в первом приближении перпендикулярно к оси скважины. Под пластом, являющимся объектом геофизических исследований, подразумевается слой с одинаковыми по мощности литологической характеристикой и физическими свойствами (УЭС,естественная радиоактивность, скорость распространения упругих колебаний и др.).При определении УЭС пород большое осложняющее влияние оказывает сама скважина. При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором, изменяются неодинаково. Плотные монолитные с минимальной пористостью не претерпевают изменений, и тогда буровой раствор контактирует со средой, физические свойства которой не изменены. Если породы хрупкие, на контакте со скважиной может образоваться слой с частично нарушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважинной зоны искусственной трещиноватостью. Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины в таких интервалах может значительно увеличиться, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей либо растрескавшейся чешуйками глины. Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с удельным сопротивлением ρвм и обладающего значительной

пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной (диаметром dс) бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках таких полезных ископаемых, как нефть, газ, питьевая вода, оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей. Вскрытие коллекторов всегда ведется при условии, что давление в скважине превышает пластовое. Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка, толщиной hгк, с удельным сопротивлением ρгк, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с удельным сопротивлением ρзп.. Физические свойства в коллекторе при этом значительно

изменяются. Неизмененная часть пласта удельного сопротивления ρнп или ρвп, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее удельное сопротивление – ρпп. Между промытой и неизмененной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефтеили газонасыщения изменяется от минимального kно до максимального в неизмененной части пласта (kн) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды. Изучение радиальной характеристики необходимо, поскольку само существование изменения сопротивления по радиусу указывает на то, что исследуемый пласт – коллектор. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρпп к водонасыщенному коллектору удельное сопротивление падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρпп/ρвп в пределе должно равняться отношению ρф/ρв. Для нефтеносного коллектора отношение ρпп/ρнп контролируется произведением двух сомножителей Рн пп/Рн и ρф/ρв, первый из которых меньше, а второй больше единицы. При этом условии получатся три варианта радиальной характеристики в нефтеносных и газоносных пластах. Если Рн пп >ρв, а начальный коэффициент нефтенасыщения невелик ( Рн мало отличается от Рн пп ), наблюдается зона проникновения, повышающего сопротивление нефтеносного (газоносного) коллектора. Если же произведение Рн пп/Рн · ρф/ρв ≈ 1, зона проникновения по сопротивлению не отличается от неизмененной части пласта и радиальная характеристика не позволяет отличить продуктивный коллектор от плотного пласта. Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трещинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона

проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована. Фильтрат и раствор сначала поступают лишь в трещины, не затрагивая

блоки породы. Затем по истечении некоторого времени блоки на контакте с трещинами

видоизменяются. При изучении этого типа пород понятие «зона проникновения»

усложняется и радиальные характеристики определяются намного сложнее. Особенности изучаемых объектов при геофизических исследованиях скважин, наличие зон проникновения в коллекторах, разнообразие характеристик этих зон определяют требования к комплексу методов ГИС. Для поисков и изучения пластов- коллекторов нефти, газ, пресной воды требуется расширенный комплекс методов сопротивления, позволяющий получать информацию о разных зонах пласта. Для этого используются разноглубинные зонды разнообразных типов: трехэлектродные нефокусированные, фокусированные зонды, микрозонды.

При проходке скважины различные горные породы, приведенные в контакт с буровым раствором изменяются неодинаково. Плотные, монолитные, с минералогической плотностью, претерпевают незначительные изменения и тогда раствор контактирует со средой, физические свойства которой постоянны. Если породы хрупкие, то контакт со скважиной может образовать слой с частично разрушенной структурой пласта и как бы образованной вблизи скважины зоны искусственной трещиноватости.

Глинистые породы на контакте с буровым раствором, как правило, набухают, размываются и выносятся буровым раствором, в результате чего диаметр скважины значительно увеличивается, а на контакте глины с раствором образуется небольшой глубины зона набухшей или растрескавшейся чешуйками глины.

Изменение пласта коллектора мощностью h, залегающего среди вмещающих пород с УЭС ρвм, и обладающего значительными пористостью и проницаемостью, на контакте со скважиной диаметром dС бывает наиболее существенным. В связи с этим объект исследования при поисках нефти, газа и воды оказывается весьма сложным и требует знания его специфических особенностей, вскрытие пластов ведется всегда при условии (рис 12)

Это вызывает фильтрацию жидкости из скважины в пласт. При обратном случае происходит фильтрация жидкости из пласта в скважину.

Когда

Это называется репрессией. Наоборот называется депрессией. В промытой зоне физические свойства изменены на 100% по отношению к первоначальной. Потом следует зона проникновения (переходная). Далее идет незатронутая проникновением зона. Если давление в пласте начинает увеличиваться и давление гидростатическое падать, этот процесс очень сложно остановить.

При этом, если поровые каналы в коллекторе достаточно тонки и представляют собой сетку, как в фильтре, на стенке скважины образуется глинистая корка толщиной h_ГК, с УЭС ρ_ГК, а фильтрат бурового раствора проникает в пласт, создавая зону проникновения диаметром D с УЭС ρ_ЗП. Физические свойства в коллекторе при этом значительно изменяются. Неизменная часть пласта УЭС ρ_НП или ρ_ВП, где свойства коллектора сохраняются такими же, как до его вскрытия, расположена достаточно далеко от стенки скважины. Вблизи стенки скважины поры породы наиболее сильно промыты фильтратом бурового раствора. Эта зона называется промытым пластом; ее УЭС – ρ_ПП. Между промытой зоной и неизменной частями пласта расположена промежуточная зона, называемая зоной проникновения. В этой зоне пластовые жидкости смешиваются с фильтратом бурового раствора, а коэффициент нефте- или газонасыщения изменяется от мин К­_НО до макс в неизменной части пласта (К_Н) значения. Неоднородность пласта в радиальном направлении r называется радиальной характеристикой среды.

Для водоносных и продуктивных коллекторов отношение ρ_ПП/ ρ_С контролируется в основном параметром пористости Р_П. Это означает, что для реальных коллекторов при изменении пористости от 10 до 26% УЭС промытой зоны пласта отличается от ρ_С в 8 – 100 раз. Когда коллекторы насыщены нефтью или газом, это отношение увеличивается пропорционально Р_НПП промытого пласта, т.е. в 1,5 – 2,5 раза. При переходе от зоны проникновения с предельным значением сопротивления ρ_ПП к водонасыщенному коллектору, УЭС падает за счет того, что фильтрат бурового раствора заменяется высокопроводящей минерализованной пластовой водой. Отношение ρ_ПП/ ρ_ВП в пределе должно равняться отношению ρ_Ф/ ρ_В. Для нефтеносного коллектора отношение ρ_ПП/ ρ_НП контролируется произведением двух сомножителей Р_НПП/Р_Н и ρ_Ф/ ρ_В, первый из которых меньше, а второй больше единицы.

В некоторых случаях при образовании зоны проникновения в продуктивном пласте происходит значительное осолонение вытесняющего нефть или газ фильтрата бурового раствора. Это приводит к образованию окаймляющей зоны низкого УЭС.

Коллекторы со сложной структурой порового пространства (трещинные, кавернозные) существенно отличаются от фильтрующих коллекторов с межзерновой пористостью. При вскрытии таких коллекторов трущинами и кавернами поглощается буровой раствор, а не его фильтрат, поэтому глинистая корка не образуется. Зона проникновения раствора и фильтрата в пласт обычно очень велика и не может быть зафиксирована.

37. Анализ результатов определения по ГИС подсчетных параметров.

Видео:13.5Обработка и интерпретация данных ГИС для решения геологических задачСкачать

Определение нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода

Упругие динамические характеристики пористых сред, в частности объемная динамическая сжимаемость, зависят от характера насыщения горных пород. Взаимосвязь упругих компонент нефтеводонасыщенного коллектора — скелета породы, материала твердой фазы, насыщающих флюидов — со скоростью продольных и поперечных волн описывается известной моделью Био-Гассмана. В частности, Ф. Гассман предложил рассматривать горные породы-коллекторы как дифференциально упругие тела, отдельные компоненты которых можно уподобить порознь упругим телам и применить к ним законы теории упругости в дифференциальной форме. При этом были введены упругие константы, характерные для деформации пористых тел [6]. Уравнение Гассмана, связывающее объемную сжимаемость пористой среды с упругими свойствами ее отдельных компонент, имеет вид

, (16)

где bо — объемная изотермическая сжимаемость горной породы; b_П — сжимаемость пор породы; b_Ж — сжимаемость пластового флюида; b_ТВ — сжимаемость твердой фазы (минералов); К_П — общая пористость породы.

Сжимаемость пластового двухфазного флюида определяется сжимаемостью отдельных фаз как

где Кв и Кн — коэффициенты водо- и нефтенасыщенности коллекторов; b_В и b_Н — коэффициенты сжимаемости воды и нефти.

Сжимаемость пор горных пород, bп, определяется с помощью лабораторных исследований керна при статических нагрузках. Статические коэффициенты сжимаемости скелета, bск , пор, bп, и твердой фазы, bтв, пород связаны между собой выражением [7]

bск = Кп × bп + bтв (18)

Подобными экспериментальными исследованиями охарактеризованы многие продуктивные объекты, информация о которых приведена в справочной литературе [8, 9 ].

Объемную динамическую сжимаемость, как и другие упругие характеристики пород, можно определить по данным волнового акустического каротажа, воспользовавшись известными уравнениями механики. В частности, существует связь между полной объемной динамической сжимаемостью нефтеводонасыщенного коллектора, b_О , и интервальными временами продольной волны, Dtp, поперечной волны, Dts, и плотностью породы, dп

(19)

а также аналогичная зависимость для динамического коэффициента Пуассона:

(20)

Физической основой методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является различие в величине сжимаемости основных компонентов коллектора: минералов твердой фазы и насыщающих флюидов (воды, нефти и газа) (рис.3.1). Чувствительность объемной динамической сжимаемости b_О к характеру насыщения порового пространства возрастает с увеличением сжимаемости скелета горных пород.

Рисунок 3.1 Распределение сжимаемости компонент нефтегазонасыщенных пород

Решение уравнений (16) и (17) относительно коэффициента нефтенасыщения, Кн, позволяет получить связь коэффициента нефтенасыщенности с упругими параметрами и коллекторскими свойствами пород:

К_Н = F (Кп, bо, bп, bтв, bн, bв) (21)

Правая часть уравнения (6) содержит часть параметров, которые определяются по данным ГИС (Кп, bо). Упругие параметры bп, bтв, bн, bв определяются при лабораторных исследованиях керна и проб пластовых флюидов.

Уравнение (21) справедливо для чистых, неглинистых коллекторов. Для коллекторов с глинистым цементом рассеянного типа необходимо учитывать величину объемной глинистости, Кгл, которая оказывает существенное влияние на сжимаемость пор горных пород.

Коэффициенты сжимаемости твердой фазы породы, bтв, для основных породообразующих минералов имеют гораздо более низкие значения по сравнению со сжимаемостью пор породы и изменяются в небольших пределах при изменении пластовых условий по сравнению со сжимаемостью пор, bп [8]. Для практических целей при известном составе минералов твердой фазы пород можно воспользоваться табличными данными о сжимаемости основных породообразующих минералов (табл.1), а в случае полиминерального состава оценить bтв по следующей формуле:

где V_i — объемная доля минерала с сжимаемостью b_i .

Коэффициент сжимаемости пор, bп, помимо глинистости, существенно зависит от характера упаковки и отсортированности зерен скелетной фракции, т.е. от условий осадконакопления горных пород [7, 10]. Особенно это проявляется при низких эффективных напряжениях (s-р). Для широкого круга обломочных осадочных пород величина bп уменьшается с увеличением эффективного напряжения по гиперболическому закону:

(23)

где — максимальная сжимаемость пор при = 5 Мпа, которая отражает структурный фактор и, в частности, отсортированность породы.

Рисунок 3.2

Другим способом оценки сжимаемости пор коллектора в пластовых условиях является расчет по приближенному соотношению, связывающему сжимаемость пор изучаемого пласта с величиной сжимаемости пор опорного пласта:

(24)

где (bп)_х — сжимаемость пор изучаемого пласта, характеризующегося относительной глинистостью h_гл.х и глубиной залегания h_x; bп — сжимаемость пор опорного пласта, залегающего на глубине h₁; a_отс.- коэффициент отсортированности псаммитовой части песчаников, величина которого изменяется в пределах 1 ¸ 2.

Коэффициент сжимаемости нефти, bн, зависит как от давления, так и от температуры. Значение коэффициента сжимаемости определяется также составом пластовой нефти, в основном, ее газовой составляющей: чем больше растворенного газа, тем выше коэффициент сжимаемости. Для реальных нефтей в пластовых условиях его величина находится в пределах 80×10 -5 ¸ 300×10 -5 Мпа -1 и выше.

Изотермическая сжимаемость недонасыщенной нефти (при давлении выше точки разгазирования) определяется по одному из следующих соотношений:

(25)

где V_н — объем пробы нефти; d_н — плотность нефти; В_н — объемный коэффициент нефти; p-давление.

В общем случае сжимаемость нефти рассчитывается на основании лабораторных PVT данных стандартных исследований проб пластовой нефти.

Сжимаемость пластовой воды, bв, зависит от минерализации, температуры и давления. Влияние растворенного газа на сжимаемость воды незначительно и составляет не более 3%. В практических целях его влиянием можно пренебречь. Коэффициент сжимаемости пресной воды при атмосферных условиях равен 47×10 -5 Мпа -1 .

Коэффициент сжимаемости газа на один-два порядка выше по сравнению с сжимаемостью жидких флюидов. Присутствие даже незначительного количества (5-10%) газа в свободной фазе в поровом пространстве коллектора приводит к существенному увеличению объемной динамической сжимаемости пород и уменьшению коэффициента Пуассона. При этом влияние других фаз (нефть и вода) на упругие динамические свойства пород становится пренебрежимо мало. В пластах, содержащих газ в свободной фазе, количественное определение нефтенасыщенности не производится.

Методика определения нефтенасыщенности коллекторов по данным волнового акустического метода базируется на аналитической зависимости между Индексом нефтенасыщения, ИН, и коэффициентом нефтенасыщенности, Кн. Индекс нефтенасыщения – это безразмерный относительный параметр, являющийся аналогом параметра насыщения в электрических методах. Преимуществом применения относительного параметра является то, что отношение упругих модулей нефтенасыщенной породы к упругим параметрам этой же породы, но водонасыщенной, не зависит от ее пористости. Также устраняется влияние систематических погрешностей при определении упругих параметров горной породы и ее отдельных компонентов.

На рис.3.3 приведен пример зависимости параметра ИН от нефте- и газонасыщенности сцементированных песчаников. Дифференциация ИН при изменении нефтенасыщенности коллектора от Кн= 0 до 1 может достигать 400% для нефтей, обладающих высокой сжимаемостью благодаря большому количеству растворенного в них газа. При наличии в порах даже небольшого количества свободного газа (Кг = 0,02 — 0,05) индекс нефтенасыщения резко возрастает, а кривые зависимости ИН от Кн выполаживаются, т.е. снижается чувствительность параметра ИН к нефтенасыщению пород. В этом случае количественная оценка Кн невозможна, а ИН может служить в качестве очень чувствительного индикатора присутствия свободного газа.

Определение коэффициента нефтенасыщенности Кн осуществляется методом последовательных приближений. Итерационный процесс завершается при достижении минимального приращения искомого параметра Кн.

Преимуществом методики определения нефтенасыщенности по данным волнового акустического метода является его слабая зависимость от минерализации пластовых вод, а также возможность его применения как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине. В открытом стволе скважины применение метода для оценки Кн ограничивается глубокой зоной проникновения фильтрата бурового раствора, поскольку глубинность акустического метода не превышает 50-80 см для длинных зондов с низкочастотными излучателями. В этом случае целесообразно использовать метод для отбивки газожидкостных контактов из-за его высокой чувствительности даже к небольшому количеству остаточного газа, находящегося в свободной фазе в зоне проникновения фильтрата бурового раствора.

В обсаженных скважинах после расформирования зоны проникновения можно определять текущую (остаточную) нефтенасыщенность коллекторов в перфорированных и неперфорированных пластах в условиях заводнения пресными водами. При ухудшении качества цементирования обсадной колонны достоверность оценки Кн снижается из-за помех, создаваемых волной по колонне. Влияние качества цементирования скважины можно существенно уменьшить, применяя длинные зонды или многоэлементные приборы акустического каротажа.

Относительная погрешность определения Кн растет с уменьшением Кн. И для значений Кн менее 0.3 задача решается на качественном уровне (нефть — вода).

Методика определения Кн по данным волнового акустического метода с адаптивной настройкой для различных геолого-технологических условий скважин разработана в РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина и реализована в компьютерной системе «Камертон».

Помимо оценки нефтенасыщенности по данным волнового акустического каротажа рассчитываются общая и динамическая пористость, проницаемость, упругие свойства пород, качество цементирования скважины, гидродинамическая связь пласта со скважиной в интервале префорации, выделяются и оцениваются трещинные интервалы разреза.

🌟 Видео

Основы интерпретации ГИССкачать

Породы-коллекторы. Классификация пород-коллекторовСкачать

Определение коэффициента глинистости по данным ГИССкачать

Лекция 6 Подсчет запасов углеводородовСкачать

Вопрос-ответ №6 Пористость и её виды. Пласт. Геология.Скачать

Относительная проницаемостьСкачать

Лекция #2 Основы интерпретации ГИССкачать

РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ.Скачать

Пример подсчета балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа объемным методомСкачать

Методы изучения керна и шламаСкачать

Лекция_Проницаемость_Закон_Дарси_09_10_2018Скачать

ГеоКон 2020, «Многоскважинные технологии», разбор задания 3Скачать

Лекция 3Скачать

Физика пласта. Основные параметры пластов коллекторовСкачать

Лекция 2Скачать

Оценка запасов нефти по характеристикам вытеснения. Пример использования.Скачать

Естественные режимы работы пластов (залежь). Их эффективность по конечному нефтеизвлечению (КИН)Скачать