8.1 Геохімічні методи виявлення нафтових облямівок і газових шапок та контролю за переміщенням внк. Оцінка ймовірності випадіння парафіну в пласті і в свердловині.

Якщо нафтова облямівка виявляється на пізній стадії розробки газоконденсатного покладу, тобто на стадії виснаження, нафту облямівки можна втратити, тому що вона переходить в газову зону і в режимі видобутку газу з пласта не вилучається. Таке буває, коли сітка розвідувальних свердловин не охоплює всю площу поширення та глибини залягання нафтової облямівки. В таких випадках використовують критерії наявності залишкової облямівки за складом товарного газу. вміст гомологів (С5 + вищі). Якщо він більший за 1,75 %, а вихід стабільного конденсату перевищує 80 см³/м³, значить газоконденсатний поклад має має нафтову облямівку або є газовою шапкою над нафтовим покладом. У випадках вмісту (С5 + вищі) менше 1,75 % і кількості стабільного конденсату менше 80 см³/м³ газоконденсатні поклади мають мінімальну нафтову облямівку або не мають її зовсім. Також це справедливо, коли пластовий тиск перевищує 16 МПа. За стандартних гідростатичних тисків це глибини приблизно понад 1,5 км. Тобто, для покладів на малих глибинах цей критерій не працює.

Закономірні зміни властивостей нафт, газів і конденсатів в межах покладів та по розрізу багатопластових родовищ, а також їх зміни в процесі розробки використовують з метою контролю переміщення ВНК.

Особливості: фізичні властивості нафт, а саме низька електропровідність і присутність вод, збагачених мікроелементами, утруднює застосування стандартних електрохімічних методів аналізу, ефективних у вивченні інших природних об`єктів.

Найбільш чутливим параметром зарекомендувало себе світлопоглинання нафт

Фотоколориметричні дані представляють у вигляді карт зміни коефіцієнта світлопоглинання Кн на різні дати відбору й аналізу нафт. За картами орієнтовно оцінюють напрямок руху нафти і шлях (вектор на площині ху), пройдений за час  Т між вимірами. Якщо розраховувати горизонтальний градієнт зміни властивостей нафт в напрямку руху нафти, швидкість V її руху в пласті можна визначити за формулою:

V, м/рік =  Кн  (grad_xy, одиниць / 100м)  ( T, роки )

Коефіцієнти світлопоглинання, рефракції нафт, а також густина, в`язкість, вміст асфальтенів і інші показники використовують з метою оцінки впливу нагнітальних свердловин на сусідні видобувні свердловини (спосіб В.В. Девлікамова). Якщо після початку нагнітання води властивості нафт тривалий час залишаються однаковими, значить закачка не ефективна. Це важливо, щоб не працювати впусту, закачуючи воду в непрацюючий порожнинний простір колектора, зони тектонічних порушень тощо.

Якщо вихідний вміст парафіну в нафтах високий, тоді зменшення температур і тисків в процесі розробки призводить до виділення твердого парафіну з нафт. При цьому знижуються дебіти видобувних свердловин, вони швидше обводнюються. Зменшується коефіцієнт нафтовилучення.

Фізико-хімічні властивості парафінів і умови їх виділення з нафт та відкладання в пластах і в свердловинах вивчені недостатньо. Тому використовують в основному прийоми підтримання пластових умов, тобто температур і тисків. Контроль вмісту парафінів у нафтах і моделювання випадіння парафінів дозволяють визначити, за яких РТ-умов потрібно приймати невідкладні міри, щоб запобігти парафінізації.

Ступінь насиченості нафт парафіном можна оцінити, порівнюючи температури насичення парафіном дегазованих нафт в поверхневих умовах, такі температури з урахуванням тиску і газового фактору, та реальні пластові температури, для яких прогнозується випадіння парафіну.