
- •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?
Комплектование нгм и ннм-т для определения внк.
В неоднородных
продуктивных пластах наиболее
достоверные сведения об их обводнении
получают при совместном использовании
диаграмм НГМ и ННМ-Т. Это объясняется
тем, что изменение водородосодержания
пластов одинаково влияет на показания
НГМ и ННМ-Т (с
водородосодержания показания этих
методов ),
в то время как
хлоросодержания в процессе обводнения
части продуктивного пласта приводит к
показаний НГМ
и
показаний ННМ-Т, т.е. кривые НГМ и ННМ-Т,
нормированные по водородосодержанию,
ведут себя синхронно в необводнившейся
части разреза и расходятся в обводнившихся
интервалах продуктивного пласта.
Рекомендуется совмещать диаграммы в
водоносных пластах. Для решения этой
задачи диаграммы должны быть нормированы
по масштабу. Совмещая диаграммы в
водоносных пластах, находят
среднеквадратическое отклонение
где А и В – коэф-ты в ур-нии y=Ax+B. Если показания НГМ и ННМ-Т различаются более, чем на 2, то с вероятностью 95% можно сказать, что это пласты другого класса.
Использование временных замеров нейтронными методами для определения обводнившихся нтервалов.
Необходим учет за влияние пористости или глинистости путем сравнения диаграмм, зарегистрированных в разное время. Показания НМ зависят от концентрации элементов поглотителей тепловых нейтронов. Аномальные поглотители: кадмий, бор, хлор. В коллекторах Н и Г гл. роль играет хлор. В водоносной части пласта содержание Cl больше, чем в нефтеносной. Расхождение диаграмм во времени будет набл-ся против тех интервалов, где хлоросодержание изменилось, т.е. пласты изменили хар-р насыщения.
При выделении продуктивных пластов, обводненных высокомин водами (Св>120 г/л), стандартными нейтронными методами исп-ют в осн визуальное сравнение первичных замеров (до начала обводнения) с повторными (в процессе обводнения). При этом набл-ся повышение показаний НГМ или понижение показаний ННМ-Т по ср с первичными замерами против обводненных продуктивных пластов.
Исп-ют также графическое сопоставление показаний двух временных замеров методами НГМ или ННМ-Т. Для заведомо необводнившихся продуктивных пластов по 20—30 точкам строят график сопоставления показаний НГМ или ННМ-Т первичного замера с вторичным: рассчитывают среднюю линию I и среднее квадратичное отклонение точек от нее σ, затем проводят среднюю линию I и ниже и выше нее на расстоянии 2σ проводят линии погрешностей II. Если точки изучаемого интервала продуктивного пласта располагаются в области м/у линиями II-II, то считается, что продуктивный пласт явл-ся нефтенасыщенным. Если же точки располагаются выше области ошибок II-II по НГМ или ниже ее по ННМ-Т, то пласт с вероятностью 0,95 считается обводненным высокоминерализованной водой.
Рис. 1. Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ при повторных замерах. 1 — непроницаемые пласты, использованные для проведения средней линии I; 2 — пласты, не изменившие своей характеристики м/у двумя замерами; 3 — пласты обводненные, в которых м/у двумя замерами произошло изм-е показаний НГМ.
При ИННМ рассчитывается декремент затухания . При этом ужно стремиться к тому, чтобы диапазон разброса был как можно большим. По полученным значениям каждой пары замеров строят корреляционный график:
Проводится линия регрессии I (y=Ax+B), рассчитывается среднеквадратич отклонение точек от нее . На графике проводят ограничительные линии II выше и ниже линннии I на расстояни 2. Если т. поподает в пределы обл-ти, то пласт не изменил хар-р насыщения, в противном случ – пласт изм хар-р насыщения (обводнился). Замещение нефти или пресного фильтрата соленной водой приводит к показаний ИННМ и . Если вытесняется соленый фильтрат более пресной водой или нефтью, то показания ИННМ , а .
При замещении фильтрата газом происходит показаний любого из нейтронных методов и .