Что такое внк в нефтянке

Водонефтяной контакт

Полезное

Смотреть что такое «Водонефтяной контакт» в других словарях:

водонефтяной контакт — ВНК Уровень внутри переходной зоны нефтеносного пласта, против которого водонасыщенность равна критическому значению. [ГОСТ 22609 77] Тематики геофизические исследования в скважинах Обобщающие термины обработка и интерпретация результатов… … Справочник технического переводчика

ВОДОНЕФТЯНОЙ КОНТАКТ (ВНК) — поверхность, разделяющая в залежи нефть (газ) и пластовую воду, называется поверхностью водонефтяного (газонефтяного или газоводяного) контакта. Поверхность ВНК обычно горизонтальная, но может быть и наклонной. В случае залежи нефти (газа)… … Геологическая энциклопедия

Водонефтяной контакт, или ВНК — ► oil water contact, water oil contact, oil water surface Поверхность, отделяющая в пласте нефтяную залежь или нефтяную оторочку газовой (газоконденсатной) залежи от контактирующих с ними напорных пластовых вод. Граница ВНК не является резкой … Нефтегазовая микроэнциклопедия

начальный водонефтяной контакт — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN initial oil water contact … Справочник технического переводчика

первоначальный водонефтяной контакт — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN original oil water contact … Справочник технического переводчика

КОНТАКТ ВОДОНЕФТЯНОЙ — см. Водонефтяной контакт. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра. Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.. 1978 … Геологическая энциклопедия

водонафтовий контакт — водонефтяной контакт water oil contact *Wasser Erdöl Kontakt – поверхня (горизонтальна чи похила), що відділяє нафтовий поклад від напірних пластових вод. В області ВНК є перехідна зона взаємопроникнення нафти та води. Син.: поверхня… … Гірничий енциклопедичний словник

внк — водонефтяной контакт water oil contact *Wasser Erdöl Kontakt – поверхня (горизонтальна чи похила), що відділяє нафтовий поклад від напірних пластових вод. В області ВНК є перехідна зона взаємопроникнення нафти та води. Син.: поверхня… … Гірничий енциклопедичний словник

Агаджари — газоконденсатнонефтяное м ние в Иране, в 130 км от г. Aбадан, одно из крупнейших в мире. Bходит в Персидского залива нефтегазоносный бассейн. Oткрыто в 1938, разрабатывается c 1945. Hач. пром. запасы нефти 1283 млн. т, газа 263 млрд. м3.… … Геологическая энциклопедия

Сайкин, Семен Федорович — Сайкин Семён Фёдорович заслуженный деятель науки Чувашской Республики, почётный академик Национальной академии наук и искусств Чувашской Республики, доктор технических наук, профессор, первый ректор Чувашского государственного университета имени… … Википедия

Источник

Petroleum Engineers

Вы здесь

Контекст

Водонефтяной (газонефтяной, газоводяной) контакт (ВНК, ГНК, ГВК) – граничная поверхность в переходной зоне нефтяной (газовой) залежи, ниже которой фазовая проницае-мость для нефти (газа) равна нулю, т.е. выше которой из пласта получают приток нефти (газа) с водой. В случае, когда ВНК (ГВК) не вскрыт скважинами для подсчета запасов может проводиться уровень подсчета (условная граница) по наиболее низкой установленной отметке подошвы нефтенасыщенного пласта-коллектора.

Однако в ВолгоУрале за ВНК принимают границу выше которой получают безводный приток нефти, т.е. переходную зону в отличие от вышеприведенного определения не включают. Так уж исторически сложилось.

Однако в ВолгоУрале за ВНК принимают границу выше которой получают безводный приток нефти, т.е. переходную зону в отличие от вышеприведенного определения не включают. Так уж исторически сложилось.

Это еще полбеды Волго-Урала, зачастую ВНК принят условно, по подошве нефтяного пласта (в какой-нибудь разведке). При том что Кн там может быть и на уровне 0,8 И потом этот «ВНК» уточнять никто желанием не горит и он может просуществовать в этом гордом звании до конца жизни месторождения.

Но тогда это не ВНК, а условный подсчетный уровень (УПУ) по подошве пласта. либо по нижней дыре перфорации. Обычная практика по всему миру.
А в чем проблема с Кн=0.8?

Проблема в том, что месторождение оказывается загнанным в рамки этого УВНК. Вопрос нехватки запасов начинает решаться пересмотром КИНа, а в итоге доходит до того, что могут и коэффициент вытеснения уточнить, по истории разарботки и итоговый КИН может неприлично близко приблизиться к единице

Мне больше нравится определение, которое нам давали в ХВ:
вот картинка OWC.JPG

Согласен. определение ХВ и мне нравится
однако категоричность методических указаний пугает.
кто какие методы косвенные знает для определения FWF?

Собственно, мой комментарий в том, что надо понимать, где речь идет о запасах и их категорях, а где об определении ВНК.

Меня интересует и то и другое
просто я нерадивого подрядчика по подсчету запасв натягиваю.

Ну и истину мне понять тоже охота, но складывается ощущение, что ее никто особо не знает и не хочет знать.
по WUT, кстати, надо Probable требовать.

Я знаю прецеденты, когда в ГКЗ протаскивали ВНК по кровле первого водонасыщенного (притом по ГИС) пласта
поскольку все скважины в ЧНЗ.

2SiZ: методичка методичке рознь.

Мне больше нравится определение, которое нам давали в ХВ:
вот картинка

. FWL это все таки скорее некая инженерная абстракция, высчитываемая от ВНК определенного геофизиками через капилярки.

Другое дело, что у нас зачастую просто нет достаточного кол-ва данных для определения этих величин.

По поводу теоритизированности FWF. может оно так и есть, однако именно от FWF считаются насыщения по залежи в зависимости от капиллярок example.jpg

Так точно! то есть налицо отличие в определении ВНК буржуями и нашими
Верно?

Ну это ты загнул про то что в керне увидишь границы
есть конечно «старые геологи» которые на глаз пористость с проницаемостью определяют
но я их никогда всерьез не воспринимал и не буду воспринимать
Максимум в ультрафиолете и то границы перехода ты не увидишь.
ее нет. в природе вообще мало резких границ.

мысль интересная. Но это какая то обратная задача получается.
надо думать

Уровень OWC будет на той глубине, с которой Sw начинает убывать.

Ужасть нафлудили сколько в тему за пару дней.

По поводу OWC можно спорить до бесконечности и все называют ВНК что им больше нравится, просто для себе надо понимать 4 точки: FWL, Sw=1, первая капля нефти из притока, безводный приток. Все остальное вопрос определений.

Мне больше нравится определение, которое нам давали в ХВ:
вот картинка

Как-то столкнулся с этой проблемой и нашел довольно интересную статейку. Очень в тему. Мож кто и читал, но для развития кругозора не помешает OWC.pdf

Давлене вытеснения Pd, место поворота капиллярной кривой налево после того как она от нуля стартанула
это же н первая капля нефти, Sw выше чем Swor. Что с этим делать.

Хотелось бы уточнить один момент. Если скажем согласно данной картинке брать WOC в точке c Sw=1, то не приведет ли это к увеличению оцениваемых запасов залежи. Просто насколько я понимаю, точка соответствующая остаточной нефтинасыщенности будет расположена несколько левее точки Sw=1 и следовательно часть запасов правее нее окажутся непромышленными.

Это приведет к увеличению STOIIP, но отнюдь не запасов (reserves).

2VVolkov. Смущаешь народ своим постом. STOIIP это тоже запасы, только геологические
Вырастут геологические запасы, извлекаемые не изменятся. Следовательно уменьшится КИН.

Давлене вытеснения Pd, место поворота капиллярной кривой налево после того как она от нуля стартанула
это же н первая капля нефти, Sw выше чем Swor. Что с этим делать.

А что за суета по поводу запасов, ну будут запасы больше, зато КИН уменьшиться. На самом деле введение переходной зоны через капилярки может изменить GIIP в обе стороны, но извлекаемые скорее всего уменьшатся.

Нет идеального способа сбить верно посчитанные запасы и то что прописано в официальных документах.

Про Pd
Виталя глянь картинку на первой странице в одном из моих постов. При Pd Sw уже не равно 1.

Про Pd
Виталя глянь картинку на первой странице в одном из моих постов. При Pd Sw уже не равно 1.

Здравствуйте,не могли бы вы мне помочь с рефератом,тема «Методы ГИС для определения ВНК»?как его определяют?

Здравствуйте! Помогите,пожалуйста,найти реферат на тему «Протяженность зоны ВНК(в зависимости от угла падения пласта)». Помогите,пожалуйста,кто чем может. Заранее, ВСЕМ ОГРОМНОЕ СПАСИБО.

Мне больше нравится определение, которое нам давали в ХВ:
вот картинка

Не открывает картинку

Источник

Понятие ВНК, внешнего и внутреннего контура ВНК. Особенности построения контуров для тектонически экранированных залежей.

ВНК – граница, разделяющая в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается.

Внутренний контур нефтеносности – это условная граница, разделяющая чисто нефтяную зону от водонефтяной зоны.

Тектонически экранированные залежи

По этим же формулам без составления карт изопахит подсчи­тываются запасы тектонически экранированных залежей. Особен­ность расчета объемов коллекторов в залежах этого типа заключается в геометрихации призабойной зоны.

22. Определение эффективной нефтенасыщенной толщины. Чем отличается эффективная толщина от эффективной нефтенасыщенной? Порядок построения карт h_эф.н, особенности построения в ВНЗ. Чему равна h_эф.н на линии внешнего ВНК? В какой зоне h_эф= h_эф.н?

Эффективную нефтенасыщенную толщину определяют по данным ГИС.

Эффективная нефтенасыщенная толщина – толща горных пород, заполненная УВ, обладающая свойствами отдавать для разработки полезный флюид. В отличие от эффективной нефтенасыщенной толщины, эффективная толщина представляет собой толщу горных пород, обладающую свойствами отдавать для разработки полезный флюид, но не заполненную УВ.

Порядок построения карты Н эф нн:

1) Наносим сетку СКВ

2) Подписываем соответствующие СКВ значения Н эф нн

3) Интерполируем и соединяем линии равных значений Н эф нн

4) В ВНЗ, линии пересекающие внутренний контур нефтеносности, выводятся в ВНЗ, параллельно внутреннему контуру огибают его и замыкаются на соответствующей данному значению изолинии.

На линии внешнего ВНК значения Н эф нн=0

В ЧНЗ значения Н эф нн = Н эф

23. Определение h_эф.н. Особенности построения карт h_эф.н каким образом рассчитываются средневзвешенные значения h_эф.н?

Эффективная нефтенасыщенная толщина – толща горных пород, заполненная УВ, обладающая свойствами отдавать для разработки полезный флюид. Порядок построения карты Н эф нн: 1) Наносим сетку СКВ 2) Подписываем соответствующие СКВ значения Н эф нн 3) Интерполируем и соединяем линии равных значений Н эф нн 4) В ВНЗ, линии пересекающие внутренний контур нефтеносности, выводятся в ВНЗ, параллельно внутреннему контуру огибают его и замыкаются на соответствующей данному значению изолинии.

24. Формула объемного метода подсчета запасов нефти. Что такое К_н, как определяется, в каких единицах измеряется?

—начальные балансовые (геологические) запасы нефти, млн.т.

-площадь нефтеностности, тыс.

-эффективная нефтенасыщенная толщина, м

-коэффициент открытой пористости, доли ед. (%)

-коэффициент нефтнасыщенности, доли ед. (%)

-пересчетный коэффициент в стандартные условия, доли ед.

-плотность нефти,

— коэффициент нефтенасыщенности, измеряется в долях единицы и равен Отношению объема пор, занятых нефтью, к общему объему пор породы. Коэффициент нефтенасыщенности всегда меньше единицы: он большей частью варьирует в пределах 0,65-0,85. Определяют либо по данным ГИС, либо на основе изучения образцов пород в лаборатории. Но наиболее точным остается комплексное изучение, включающие эти оба метода.

Источник

Методы определения ВНК с целью подсчета остаточных запасов нефти

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр.

Эффективность систем разработки нефтяных месторождений с заводнением во многом определяется полнотой вовлечения в разработку промышленных запасов нефти и характером их выработки. От этого зависят как темпы добычи, так и полнота извлечения нефти из недр [1].

В условиях заводнения полнота выработки продуктивных пластов в 1 ю очередь зависит от степени охвата объекта разработки как по площади, так и по разрезу, что во многом определяется характером продвижения закачиваемой воды и пластовой. Поэтому основное внимание при геологопромысловом анализе должно уделяться вопросам охвата пластов воздействием закачиваемой воды и особенностям продвижения воды по продуктивным пластам [2].

К числу геолого-физических факторов, влияющих на процесс заводнения, относятся фильтрационные свойства продуктивных пластов, характер и степень их неоднородности, вязкостные свойства насыщающих пласты и закачиваемых в них жидкостей и др. К числу основных технологических факторов, влияющих на показатели заводнения и нефтеотдачу пластов, относятся: параметры сетки добывающих скважин, схема системы заводнения, темп разработки, технология отбора жидкости и закачки воды, условия разработки смежных пластов, характер вскрытия продуктивных пластов в скважинах [1].

Обработка данных наблюдений за заводнением залежи дает возможность установить текущее положение водонефтяного контакта, внешнего и внутреннего контуров нефтеносности на разные даты разработки, в том числе и на дату анализа разработки. Зная положение ВНК, можно установить текущее положение контура нефтеносности и объем промытой части пласта [3]. Для определения текущего ВНК автором применен 1 из косвенных методов, а именно метод определения начала обводнения эксплуатационной скважины. Суть метода заключается в том, что в момент начала обводнения эксплуатационной скважины положение ВНК принимается на абсолютной отметке нижней дыры фильтра. Здесь обязательным условием является обводнение пласта с подошвы и постепенный подъем ВНК, а также отсутствие процесса конусообразования. Для расчета текущего значения ВНК были использованы данные МЭРа, ПГИ и ручных проб.

Составив таблицы данных по каждому из представленных методов, автор рассчитала среднюю скорость подъема ВНК за определенное количество месяцев (с начала закачки и с начала разработки), а также высоту подъема (с начала закачки и с начала разработки) ВНК [3].

Расхождения в высоте подъема ВНК по данным МЭРа и ручных проб объясняются тем, что при изучении количества содержания солей по всем скважинам месторождения от начала их эксплуатации до появления воды, можно судить о 1 х признаках появления воды в продукции, которые в МЭРе не отображаются, поскольку МЭР представляет собой отчет о работе скважины без представления информации о добыче, закачке, дебите и других параметрах работы скважины. Однако значения высоты подъма ВНК будем считать приближенно равными, поскольку существуют погрешности, которые могут влиять на результаты данных методов. Так, при закачке жидкости в скважину, при недостаточном установлении статического режима могут «выбиваться» некоторые значения, которые ошибочно можно принять за 1 е признаки появления воды.

Анализ таблицы ВНК по данным ПГИ с 2003 по 2013 гг позволил выявить динамику изменения ВНК по месяцам и по годам эксплуатируемых скважин месторождения. Геофизические исследования проводились согласно плану промысловогеофизических исследований (1 раз/год). По данным проведенного анализа подъема ВНК согласно данным МЭРа (даты прихода воды к нижним дырам перфорации) и ПГИ с 2003 г был построен график времени прихода воды к интервалам в скважинах (рис. 1).

Данный график позволяет нам проследить зависимость между ежегодной добычей нефти и обводненностью (появлением воды), также определить графическим способом абсолютную отметку ВНК [3]. Тенденция «отставания» расчетного ВНК от ВНК по данным ПГИ связана с усреднением математических данных за весь период разработки, а также с тем, что расчетные данные не отображают увеличение скорости подъема ВНК за счет уменьшения площади нефтеносности залежи в процессе разработки. Проведя исследования текущего ВНК 3 способами, автор получила абсолютные отметки ВНК, которые разнятся между собой.

Рис. 1. Распределение запасов по глубине залегания елецко-задонской залежи

Для анализа добывных возможностей залежи построен график распределения запасов нефти по глубине и проведен их расчет в зависимости от положения абсолютной отметки ВНК (рис. 2). В связи с чем возникла необходимость в пересмотре коэффициента нефтеизвлечения для елецко-задонской залежи и уточнении начальных извлекаемых запасов нефти. На основании данной работы получена новая величина начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти.

Рис. 2. Распределение запасов по глубине залегания елецко-задонской залежи

Подводя итоги проделанной работы, можно сказать, что получив 3 совершенно разных значения остаточных извлекаемых запасов, можно прийти к выводу, что по рассчитанным значениям остаточных запасов данное месторождение обладает запасами большими, чем рассчитанные в проекте разработки и требует пересчета коэффициента нефтеизвлечения.

Выбор наиболее достоверного метода определения текущего ВНК достаточно проблематичен, поскольку значения текущего ВНК по данным ПГИ и МЭРа имеют недостатки. Так, значения текущего ВНК по данным ПГИ связаны с усреднением математических данных и не с отображением появления воды в скважине, в то время как данные МЭРа не отображают увеличение скорости подъема ВНК за счет уменьшения площади нефтеносности залежи в процессе разработки [3]. В данной статье не указывается месторождение, по которому проводились исследования и численные значения, поскольку информация является засекреченной предприятием, на котором автор проходила производственную практику.

1. Нефтепромысловая геология: учебник для ВУЗов / М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин. М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. 414 с.

2. Нефтегазопромысловая геология и гидрогология залежей углеводородов: учебник для ВУЗов / И.П. Чоловский, М.М. Иванова, И.С. Гутамн, С.Б. Вагин, Ю.И. Брагин. М.: Высшее образование, 2002. 367 с.

3. Отчет по преддипломной практике студентки 5 курса Николайчик А.П.

Источник