- •Задачи дисциплины.
- •История развития дисциплины.
- •Установление внк в необсаженных скважинах.
- •Определение внк в обсаженных скважинах методами радиометрии и акустическим методом.
- •Комплектование нгм и ннм-т для определения внк.
- •Использование временных замеров нейтронными методами для определения обводнившихся нтервалов.
- •Комплексирование иннм и нгм (или ннм-т) для определения обводнившихся интервалов.
- •Выделение обводнившихся пластов по данным иннм-кв.
- •Определение обводнившихся пластов в условиях закачки пресных вод.
- •Определение положения газоводяного контакта.
- •Определение положения газонефтяного контакта.
- •Комплексирование нейтронных методов и гамма-метода для определения положения гнк и гвк.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности в необсаженных скважинах методами сопротивления.
- •Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности по данным термометрии.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности нефтегазовых месторождений.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.
- •Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи нефтяных месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной газоотдачи газовых месторождений.
- •Оценка коэффициентов текущей и конечной нефте- и газоотдачи нефтегазовых месторождений.
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным механичесой дебитометрии (расходометрии).
- •Выделение интервалов притока и приемистости по данным термодебитометрии.
- •Выделение работающих пластов в газовых скважинах термометрией.
- •Определение продуктивности пластов.
- •Определение пластового и забойного давления.
- •Определение состава флюидов в скважине по данным резистивиметрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным влагометрии.
- •Определение состава флюида в скважине по данным гамма-плотностнометрии.
- •Контроль процессов солоянокислотной обработки.
- •Контроль тепловых методов воздействия на пласт.
- •Контроль метода внутрипластового горения.
- •Контроль гидравлического разрыва пласта.
- •Контроль акустического воздействия на нефтегазоносные пласты.
- •Определение качества цементирования обсадных колонн гамма-гамма-методом.
- •Определение каческтва цементирования обсадных колонн акустическим методом.
- •Выявление дефектов обсадных колонн и насосно-компрессорных труб.
- •Установление мест притоков и поглощений в скважинах.
- •Установление интервалов затрубной циркуляции.
- •Контроль установки глубинного оборудования, положения уровня жидкости парафиновых и солевых отложений.
- •Особенности проведения геофизических исследований в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.
- •Типовые комплексы методов геофизического контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом сопротивлений?
- •Как устанавливается внк в необсаженных скважинах методом пс?
- •Как устанавливается внк в обсаженных скважинах методом радиогеохимического эффекта?
- •Как устанавливается внк методом радиоактивных изотопов?
- •Как определяется коэффициент нефтенасыщения в необсаженных скважинах в случае вытеснения нефти опресненными водами?
- •Определение удельного электрического сопротивления смеси пластовой и нагнетаемой вод по способу м.Х. Хуснуллина.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным экранированных микрозондов.
- •Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности по данным обычных микрозондов.
- •Определение коэффициента нефтенасыщения по данным иннм расчетным путем.
- •Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным иннм графическим способом.
- •Как выглядят кривые механической дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как выглядят кривые термокондуктивной дебитометрии и как по ним определяют дебит?
- •Как определяют содержание воды в потоке по данным диэлектрического влагомера?
Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности газовых месторождений.
Для оценки коэф-тов текущей и остат газонасыщ-ти исп-ют данные временных замеров нейтронными методами (НГМ, ННМ-Т, ИННМ и ИНГМ). По рез-там этих замеров опр-ют текущие значения коэф-та газонасыщ-ти kгт и анализируют динамику их изм-я во времени относительно коэф-та начальной газонасыщ-ти kг, установленного по данным комплекса ГИС на момент вскрытия пласта.
Получаемые низкие значения kг, изменяющиеся в пределах ошибки измерения (±5 %), могут считаться значением коэф-та остат газонасыщ-ти kго.
Для оценки kг повторные диаграммы нейтронных методов сопоставляют по коэф-там дифференциации против опорных пластов и стандартизуют в единых масштабах диаграммы 1-го и повторного замеров. По рез-там повторных замеров, исправленных за изм-е пластового давления по ср с первоначальным, выделяют пласты с изменившейся газонасыщ-тью и опр-ют kгт.
Обработка повторных замеров выполняется в след последовательности.
1. Устанавливается тождественность повторных замеров первому по коэф-там дифференциации этих замеров (D1/D2 = 1±0,1) против пластов. Стандартизация повторных замеров закл-ся в установлении единого масштаба 1-го замера и обл-ти разброса, обусловленной влиянием помех. Для этого опр-ют коэф-ты а, b завис-ти In,i=1=aIn, i=n +b±c,
где In, i=1 , In, i=n - регистрируемые интенсивности нейтронных методов против одних и тех же опорных пластов (плотные пласты, глины, расположенные ниже ГВК) при первом и повторном замерах; с - уклонение, обусловленное влиянием помех и определяющее обл-ть разброса σс (среднеквадратич отклонение).
2. Показания повторных замеров против исследуемых пластов In, i=n приводятся к масштабу регистрации кривой первого замера по соотношению In, i=n, пр = aIn, i=n +b.
3. В случ значительного изм-я пластового давления на момент повторных измерений в показания In, i=n, пр вводят поправки за различие давлений, приводящие показания повторных замеров к усл-ям пластового давления первого замера.
Введение поправки осущ-ся след обр: а) по рез-там 1-го замера In, i=1 по связи Δ In =f(kг) опр-ют коэф-т начальной газонасыщ-ти kгн при начальном пластовом давлении рн; q=(Inпi=1-Inнп)/(Inгп-Inнп), Inп – показания обрабатываемого пласта; Inгп и Inнп - показания против опорных пластов: нефтенасыщенного и газонас; б) значение kгн приводится к фиктивным значениям kгф для текущих пластовых давлений рт на момент повторных замеров по ф-ле kгф=kгн(623-рТ)/(623-рн); в) для фиктивного значения начальной газонасыщ-ти находят двойной разностный параметр qг нейтронных методов по ф-ле qгф=-0,771g(1-kгф); г) рассчитывается абсолютное значение фиктивного показания Inф нейтронных методов для kгф для случаев текущих пластовых давлений повторных замеров по завис-ти
Inф=qгфInгср+Inвср(1-qгф), где Inгср, Inвср - средние показания нейтронных методов для пластов с max газонасыщ-тью (kг≈95%) и водоносных (kв=100%, kг=0);д)опр-ся поправочный коэф-т k=Iп,i=1/Inф; е) показания нейтронных методов повторных замеров Iп,i=n.пр приводятся к пластовому давлению первого замера.
Сравниваются показания Iп,i=n.пр.рн и Iп,i=1 и по ним выявляются пласты с изменившимся газонасыщ-ем. Если Iп,i=1≥Iп,i=1,пр.рн±2σс, то изм-ся газонасыщ-ть с достоверностью 95%.
Опр-ся коэф-ты текущей газонасыщ-ти для пластов с изменившейся газонасыщ-тью по данным повторных замеров с помощью эмпирич завис-ти Δ Iп = f(kг).
При опр-нии коэф-тов текущей kгт или остат kго газонасыщ-сти по данным ИННМ петрофиз основу составляет величина декремента затухания тепловых нейтронов λnгп газоносного пласта, зависящая от его коллекторских св-в и газонасыщ-ти. Коэф-ты kгт и kго рассчитывают по ф-ле
kгт=(kп(λnв-λпск)- (λ’nп-λпск))/( kп(λnв-λпгт)), где пп’=пп –kгл(пгл-пск); λnгт - декремент затухания тепловых нейтронов в газе при пластовых условиях. Значение λnгт находится расчетным путем по известному составу газов или по эмпирич данным. kг.о нах-ся по данным НМ в заводненной части пласта близ ГНК. Если ГВК неизвестен, то можно считать, что близкие неизменные во времени значения kг.т., полученные при повторных измерениях, и будут соответствовать kг.о.