12. Комплексирование нейтронных методов и гамма-метода для определения положения гнк и гвк.

Установление положения ГНК или ГВК в неоднородных (по пористости и глинистости) коллекторах часто представляет собой трудную задачу. В этом случ дает эффект комплексирование данных нейтронных методов и ГМ. Более простым и надежным способом установления местоположения ГНК или ГВК в неоднородных коллекторах явл-ся использование корреляционных связей м/у показаниями нейтронных методов и ГМ, установленных для каждой скв по нескольким интерва­лам заведомо нефте- и газонасыщенных коллекторов.

В общем случ связь м/у показаниями НГМ и ГМ описывается ур-ем

I_n=аI_+b+2I, (1)

где а и b — коэф-ты, зависящие от скваж усл регистра­ции диаграмм; I_n, I_ - показания НГМ и ГМ; I=±(I_+I_n) - средняя квадратичная погрешность из­мерений показаний радиоактивных методов.

Разность показаний I_n= I_nГП - I_nНП НГМ против газоносных и нефтеносных пластов должна превышать погреш­ность измерений I_n, т.е. I_nI_n. Для изучаемого пласта-коллек­тора по ур-ю (1) рассчитывают предельное значение I_{nНП.КР} в случ его нефтенасыщения или водонасыщения и сравнивают с замерен­ным значением I_n против этого пласта. Если зарегистрированное значе­ние I_n  I_{nНП.КР}, то пласт считается газонасыщенным. По глуби­не подошвы первого газоносного пласта в разрезе залежи устанавливают положение ГНК или ГВК.

Имеется способ графического сопоставления I_ и I_n по отдельным скважинм с целью опр-я положения ГНК и ГВК.

13. Определение коэффициента текущей нефтенасыщенности в необсаженных скважинах методами сопротивления.

Если нефть вытесняется пластовой водой или закачиваемой водой с мин-цией, близкой к пластовой, k_нт опр-ся по тем же методикам, что и коэф-т начальной нефтенас-ти:

Р_н=_н.п/_в.п=а_н/k_вⁿ=f(k_нт) (1),

где а_н – постоянная; k_в – коэф-т водонасыщения; n – показатель степени, близкий к 2. Ф-лу (1) нужно исп-ть, когда получены значения текущего k_в.

Для опр-я сопр-я водонасыщенной породы исп-ся формула: Р_п=_в.п/_в=а_п/k_п^m (2),

где m – структурный показатель, примерно равный 2.

Если нефть вытесняется из пласта опресненными водами, то возникают сложности в опр-нии мин-ции (и соответственно ) вод:

P_н=_н.п.об/_в.п.об=f(k_нт); Р^*_п=_в.п.об./_см=а_п/k_п^m , где _н.п.об -  обводнившихся нефтенасыщ пластов; _в.п.об -  обводнившихся водонасыщ пластов; _см -  смеси пластовой воды и воды,которой производится обводнение.

_в.п.об= Р^*_п_см, где Р^*_п – параметр пористости, установленный при мин-ции смеси С_см, соответствующей данной стадии обводнения пласта. Исп-ся палетки (графики) Р^*_п=f(k_п), построенные по известным значениям _см, k_п и глинистости. _см может быть определено двумя способами:

1) Способ определения ρ_см по М.Х. Хуснулину основан на использовании методики В.Н. Дахнова, предназначенной для опр-я уд эл сопр-й пластовых вод по двум кривым U_ПС, зарегистрированным с глинистыми р-рами, уд сопр-я фильтратов к-ых ρ_ф1 и ρ_ф2 разл-ся не менее чем в 5 раз.

ρ_см находят в рез-те решения системы двух ур-ний :

U_ПС1=-k_ПСlg(_ф1/_см), U_ПС2=-k_ПСlg(_ф2/_см),

где U_ПС1, U_ПС2 - зарегестрированные разности потенциалов против обводненного пласта соответственно при известных эл сопр-ях промывочных жидкостей ρ_ф1 и ρ_ф2, k_ПС — коэф­-ты аномалии ПС.

Предлагается также графическое решение этих ур-ний.

2) по способу Кузнецова-Леонтьева. Способ основан на нахождении величины ρ_см по данным метода ПС горных пород при усл отсутствия или незначительного влияния потенциалов фильтрации. Для этого необходимо знать величины диффузионно-адсорбционных активностей г.п. А_да.п и вмещающих глин А_да.гл.. А_да.гл глин может быть установлена по рез-там лабораторных исслед-й. Т.к. А_да.п меняется в завис-ти от глинистости и др факторов, то значение А_да.п опр-ют по восстановленной величине амплитуды потенциалов ПС против рассматриваемого пласта U^в_Псоб по ф-ле

А_да.п=А_да.гл+U^в_Псоб/lg(_ф/_в), где _в, _ф – уд эл сопр-я соответственно пластовой воды и фильтрата промывочной жидкости.

При этом первоначальную амплитуду потенциалов ПС можно восстановить по статистич завис-тям α_ПС=f(I_γ), картам изолиний α_ПС или по α_ПС этого же пла­ста в соседних необводнившихся скв по ф-ле U^в_Псоб=_ПСU_ПСоп, где _ПС – относительная амплитуда потенциалов ПС против интерпретируемого пласта в случ отсутствия его обводнения; ΔU_ПСоп – значения потенциалов ПС поляризации против опорного пласта.

Эл сопр-е смеси пластовой воды с нагнетаемой расчитывается по ф-ле

lgρ_см=[U_ПСоб+(А_да.гл-А_да.п)lgρ_ф-А_да.пlgρ_в]/[А_да.гл-2А_да.п], где ΔU_ПСоб – величина амплитуды ПС против обводненного пласта относительно условной линии глин. В случ обводнения неоднородного пласта он расчленяется на отдельные, более однородные, прослои. Величины ρ_см против прослоя i в этом случ рассчитываются по ф-ле

lgρ_см.i=[U_{Псоб.(i-1)-i}+(А_{да.гл.(i-1)}-А_да.п.i)lgρ_ф-А_да.п.ilgρ_в]/[А_да.п.i-2А_да.п.i].