Методы контроля за продвижением ВНК и ГЖК

Месторождений

Контроль за разработкой нефтяных и газовых

Промыслово-геофизические методы контроля за разработкой месторождений нефти и газа приобретают в последнее время все большее значение. Основной объем ГИС при контроле за разработкой выполняется в процессе работы скважины. С этой целью применяются малогабаритные приборы диаметром 25-50 мм в комплекте с дополнительным оборудованием устья скважины. Спуск приборов в скважины, эксплуатирующиеся фонтанным или компрессорным способом, а также в нагнетательные скважины производится через насосно-компрессорные трубы. Воронка этих труб должна находиться при этом выше интервала перфорации пласта, подлежащего исследованию. Спуск приборов в скважины, оборудованные штанговыми глубинными насосами, осуществляется через межтрубное пространство между НКТ и обсадной колонной. Часть исследований проводится с остановкой скважин после извлечения НКТ и оборудования. При этом применяются обычные каротажные приборы и реже - специализированная аппаратура.

Для оценки характера насыщения пласта и прослеживания ВНК и ГЖК применяют главным образом методы нейтронного каротажа - НГМ, НМТ и ИНГМ. Применение нейтронных методов для разделения водоносных и нефтеносных пластов основано на различном содержании в них хлора. Поэтому исследования эффективны только в районах с высокой минерализацией пластовых вод - порядка 100-250 г/л. При низкой минерализации пластовых вод интерпретация становится ненадежной, особенно в разрезах, неоднородных по пористости и литологии.

Измерительная установка НГМ несколько отличается от обычной. Во-первых, в ней применяется зонд меньшей длины (35 см), во-вторых, отсутствует кадмиевый экран на детекторе, в-третьих, прибор экранируется слоем борсодержащего вещества, например, карбида бора, поглощающего медленные нейтроны. Эти изменения позволяют увеличить различие значений НГМ, регистрируемых в пластах, содержащих и несодержащих хлор. Измерительная установка НМ-Т такая же, как и при исследовании необсаженных скважин. Контакт газа и жидкости отмечается повышенными значениями и против газоносной части пласта вследствие меньшего содержания водорода в газе (примерно половина от его содержания в воде при пластовых условиях). Контакт нефти и воды фиксируется на кривых НГМ увеличением, а на кривых НМТ уменьшением показаний против водоносной части пласта.

Рис.5.20. Определение ВНК в неоднородных пластах путем сопоставления

нормированных диаграмм ННМ-Т и НГМ (а) и диаграмм НГМ, зарегистрированных в разное время (б): Кривые: I, III - I ; II, IV - I ; пласт: 1 - нефтеносный; 2 - водоносный или обводненный

Наиболее эффективным средством разделения пород по содержанию в них хлора является ИНГМ. Положение ВНК и ГЖК по данным ИНГМ определяется по времени жизни тепловых нейтронов. В водоносной части пласта среднее время жизни нейтронов меньше, чем в нефтеносной и особенно в газоносной частях пласта. При проведении ИНГМ регистрируются значения времени жизни тепловых нейтронов либо по отдельным точкам, либо в виде непрерывной кривой по колонне.

На рис.5.21 показан пример перемещения ГНК во времени. При первом замере, выполненном на начальном этапе эксплуатации, граница ГНК по кривой НГК соответствует глубине 1508 м. При втором замере, в связи с возросшей в процессе эксплуатации газовой шапкой, граница ГНК, как это видно по кривым НГК, ИННК, снизилась до глубины 1510 м.

Рис.5.21. Движение ГНК во времени. Замеры НГМ: I - первый; II - повторный;

пласты: 1 - нефтеносный, 2 - газоносный

Кроме этих методов, перемещение ВНК, ГЖК в процессе разработки месторождений можно установить по данным метода наведенной активности и метода радиоактивных изотопов. Метод НА эффективен при определении положения ВНК в случае минерализации пластовых вод по хлористому натрию свыше 40 г/л.

Дата добавления: 2014-11-06