Контрольні питання. Рисунок 11.3 – Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості за даними ІННК

Рисунок 11.3 – Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості за даними ІННК

Визначення A _p і K _н (K _г) при відомих A _ск, A _гл, K _п, K _гл виконується за номограмою (Рис. 11.4) або за формулою:

A _p= A _в K _в+ A _н K _н+ A _г K _г (11.8)

Для визначення K _н або K _г зручно користуватися номограмою (Рис. 11.4). Зручність таких графіків в тому, що при їх побудові по осям можуть бути відкладені не тільки їх уявні значення, а і розраховані, виходячи з дійсних значень і поправок за вплив свердловини, характер насичення пластів.

Визначення A _н і K _г в пластах з трьохфазним насиченням можливе за комплексом значень питомого електричного опору, нейтроннопоглинаючої активності та коефіцієнта пористості при відомих значеннях нейтроннопоглинаючої активності скелету, води, газу і нафти в пластових умовах. За значеннями r _п визначають K _в, за залежністю A _п – величину A _р, а потім розв’язують відносно K _н і K _г систему рівнянь:

A _р= A _в K _в+ A _н K _н+ A _г K _г, (11.9)

1= K _в+ K _н+ K _г. (11.10)

Для підвищення точності визначення K _н і K _г необхідно знати коефіцієнт змішування пластової води і фільтрату в зоні проникнення з метою визначення мінералізації зв’язаної води у вказаній зоні.

Розділення водонасичених і нафтонасичених пластів за даними ІННК базується на хлорвмістності, K _н визначається задовільно тільки при достатньо високій мінералізації води 50 г/л в пластах високої пористості (25-30) і 100 г/л в пластах середньої пористості (20-15). Якісне розділення водонасичених і нафтонасичених пластів можливе при мінералізації, яка у два ризи менша відносно вказаних величин.

При розділенні водонасичених і газонасичених пластів вплив мінералізації вод знижується по мірі зменшення пластового тиску. Якісно визначити K _н і K _г можна тільки при достатньо точному значенні нейтроннопоглинаючої активності скелету, глинистої компоненти та її об’ємного вмісту.

Із вищесказаного видно, що найкраще визначати K _п (точніше вміст водню) за відношенням показів двох зондів при однакових часах затримки або при реєстрації всіх нейтронів чи гамма-квантів незалежно від часу затримки.

За умовами фільтрації флюїдів інтервал продуктивного пласта є перехідною зоною, в якій одночасно знаходяться незв’язані вуглеводні та вода. У залежності від фазової проникності породи для вуглеводнів і води перехідна зона ділиться на три частини:

1) нижня, в якій основну долю потоку відіграє вода, із значеннями водонасиченості в підошві від K _в до значень K _в.кр;

2) середня – з водонасиченням від K _в.кр до K _в, в якій велику долю потоку відіграють вуглеводні і незначну – вода;

3) верхня – з відносною водонасиченістю від K _в до залишкової, в якій відносна проникність для води рівна нулю і можлива тільки однофазна фільтрація нафти або газу.

Підрахунок запасів вуглеводнів реалізується окремо для чистих покладів, перша з яких характеризується безводними припливами нафти або газу і верхня частина перехідної зони, а друга – сумісним припливом нафти і води (середня частина перехідної зони). Відповідно встановлюються положення двох контактів: ВНК₁ (ГВК₁) і ВНК₂ (ГВК₂). В заключному інтервалі між першим і другим контактами, можуть отриматись значні запаси нафти або газу. Запаси вуглеводнів, що добуваються в перехідних зонах, визначають і застосовуються більш низький коефіцієнт нафтогазовіддачі, ніж для загальної частини покладу, яка розміщена вище першого контакту.

Стандарті методи виділення в продуктивному розрізі газонасичених інтервалів і встановлення положень ГНК базуються на проведенні повторних вимірів імпульсними видами нейтронного каротажу, переважно, в обсаджених свердловинах, в процесі розформування зони проникнення. В окремих випадках перший вимір виконується у відкритому стовбурі при глибокій зоні проникнення, а повторний в обсаджених свердловинах після її розформування. В останній час для розв’язку даної задачі використовуються такі методи НК, ІННК, АК, ГГКГ, які виконані при заповнені свердловини промивною рідиною на нафтовій основі при неглибоких зонах проникнення і після її заміни на водяну промивну рідину.

Визначення коефіцієнтів нафтонасичення (K _н) за даними ІННК можливе, якщо l _в³ l _н. Умови виконуються при значній мінералізації пластової води, відсутності зони проникнення, що досягається при бурінні на рівновазі або на ПР з неглибоким проникненням, наприклад на вапняково-бітумній ПР.

При відомій пористості порід і розрахункових значеннях t _ск, t _в і t _н коефіцієнт нафтонасиченя визначають за формулою:

. (11.11)

Визначення коефіцієнтів газонасиченя базується на різноманітності декременту затухання в газі та воді. Ефективність методики збільшується з ростом мінералізації води, зменшенням пластового тиску. Густина газу менша у порівнянні із нафтою. Якщо при дуже високих пластових тисках обмеження в мінералізації вод, практично так як і при визначенні K _н, то при р _пл=20 МПа ці вимоги дещо менші 20-30 г/л при K _п=20 %, а при р _пл менше 10 МПа і K _п=20-30 % в неглинистих пластах можливе визначення K _г незалежно від С _в.

Також при визначенні водонафтового, газонафтового і газоводяного контактів застосовується імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж по теплових нейтронах.

Для літологічного розчленування розрізу свердловин використовують середній час життя теплових нейтронів, який характеризує поглинаючі властивості гірської породи. Найбільш високими значеннями t _нн характеризуються такі основні породоутворюючі мінерали як кварц (1065мкс), доломіт (956 мкс) і кальцит (630 мкс). Понижені – для глинистих і поліміктових пісковиків і глинистих порід (300-330 мкс), а також хлорвмісних солей, гірські породи, які збагачені елементами з атомами високого січення захоплення нейтронів.

Визначення характеру насичення колекторів і встановлення ВНК, ГВН і ГНК базуються на різному вмісті водню та хлору продуктивних і водоносних пластів.

ІНГК краще використовувати, точність у ньому більша і глибинність дослідження у випадку проникнення прісної води в нафтовий пласт також більша, ніж у ІННК. Вплив свердловини на покази ІНГК менший, ніж на покази ІННК і при однакових часових затримках швидкість руху при ІНГК в 5-10 разів вища, ніж при ІННК. Вища чутливість до вмісту водню.

Отже, ІНМ дозволяють розділяти газоносні пласти від водоносних, які насичені мінералізованою водою, а при не дуже великих пластових тисках – також від нафтоносних пластів і пластів, які насичені водою. У випадку значної різниці значень A _н для газу і води можливо якісно визначити насичення.

Для якісного визначення коефіцієнту K _г, як і K _н необхідна повна відсутність зони проникнення, а також знання мінералізації зв’язаної води в зоні дослідження методу. Якщо пористість або глинистість колекторів суттєво міняється, дані ІННК або ІНГК обробляються в комплексі з показами методів, які чутливі до коливань K _п (НГК, ГГК, АК та інші) та K _гл (ПС, ГК та інші), або використовують спосіб повторних і тимчасових замірів.

Дата добавления: 2013-12-14