Прямые методы

К прямым методам определения характера насыщенности коллекторов относятся: газометрия, испытание пластов на бурильных трубах (КИИ) и каротажном кабеле (ОПК).

Результаты исследований газометрии скважин обычно бывают представлены в виде кривой – суммарного содержания углеводородов в газовоздушной смеси, получаемой при дегазации раствора, выходящего из скважины, и кривых содержания легких или тяжелых углеводородов по данным хромотермографического анализа. Нефтеносные коллекторы на диаграммах газометрии отмечаются аномалией повышенного содержания в промывочной жидкости тяжелых компонентов углеводородов (пропан, бутан, гексан). Для них характерна также люминисценция промывочной жидкости и шлама, если отсутствовали добавки нефти в промывочной жидкости при бурении скважины.

Газоносные коллекторы выделяются аномалиями повышенного содержания легких углеводородов (метана, этана).

На месторождениях Западной Сибири для оценки характера насыщения терригенных коллекторов по данным газометрии используют параметр (С₂Н₆ – этан, С₃Н₈ – пропан).

В нефтенасыщенных коллекторах α<1 и изменяется в пределах 0,48 – 0,9, в газонасыщенных – α >>1, пределы изменения α=1 – 29.

Аномалии на диаграммах газометрии отсутствуют или могут быть незначительными в следующих случаях:

1. коллекторы содержат тяжелую нефть с малым газовым фактором;

2. разбуривание высокопористых пород ведется с высоким противодавлением на пласт (большая репрессия).

Ложные аномалии наблюдаются в породах покрышках над газовой залежью и в водоносных коллекторах с высоким содержанием растворенных углеводородных газов.

По данным КИИ и ОПК уточняют характер насыщения коллекторов по всему этажу нефтегазоносности, устанавливают положение газовой шапки в нефтяной залежи, нефтяной оторочки в газовой залежи, переходную зону в водоплавающей части залежи и т.п. [3]. Интервалы испытаний намечают по данным ГИС, а результаты испытаний анализируют совместно с материалами полного комплекса геофизических исследований.

Дата добавления: 2014-01-06