- •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 коэффициента остаточной нефтенасыщенности в необсаженных скважинах.
Если ч/з продуктивные пласты прошло воды не менее четырех объемов их порового пр-ва, то коэф-т текущей нефтенасыщ-ти равняется коэф-ту остаточной (kнт=kно).
Наиболее достоверные сведения о kно получают по рез-там электрометрич исслед-й скв, пробуренных в выработанных участках залежи, в к-рых вытеснение нефти происходит пластовой или нагнетаемой водой, по мин-ции, близкой к пластовой. При определении kно пользуются завис-тями Рн=ρнт.об/ρвп=f(kв), построенными для конкретных продуктивных отложений по текущим водонасыщ-тям. Значение уд эл сопр-я пласта при 100%-ной насыщ-ти порового пр-ва смесью пластовой воды с нагнетаемой ρнп.об получают в рез-те интерпретации данных электрометрии, ρвп определяется расчетным путем (ρвп=РпПпρв).
В случ вытеснения нефти пресной нагнетаемой водой kно опр-ся по данным КС и ПС или диэлектрического метода.
1) При использовании данных экранированных микрозондов kно опр-ют по параметру Рн=ρпп.нпρвфРпПп, где ρпп.нп — показания экранированного потенциал-микрозонда в нефтеносной части пласта; ρв.ф — уд эл сопр-е смеси фильтрата промывочной жидкости и невытесненной пластовой воды; Рп — относительное сопр-е пласта; Пп— параметр поверхностной проводимости.
Если в разрезе скв имеется соседний водоносный пласт, коллекторские с-ва которого близки с-вам изучаемого пласта, или пласт вскрыт скважиной в зоне ВНК, то параметр Рно рассчитывают по ф-ле Рно=ρпп.нп/ρпп.вп, где ρпп.вп - показания экранированного потенциал-микрозонда в водоносной части пласта. Предъявляются жесткие требования к глубине промытой зоны (более 10 см), требовани к толщине глинистой корки несущественны.
2) Способ оценки коэф-та остаточной нефтенасыщ-ти по данным микрозондирования. Суть этого способа состоит в том, что вычисляется параметр насыщения р'н = ρк.нп/ρк.вп (где ρк.нп, ρк.вп - показания микропотенциал-зонда в нефтеносной и водоносной частях пласта) с последующим опр-ем kно по завис-тям Рн = f(kвт) с учетом мин-ции фильтрата промывочной жидкости.
Поскольку радиус исслед-я микропотенциал-зонда составляет 5-7 см, то данный способ оценки kно эффективен при Dзп/dc ≥ 2 и приводит к большим погрешностям в случае неодинаковой толщины глин корки против нефтеносной и водоносной частей пласта или при hгк>1,5÷2 см.
3) Способ оценки kно по комплексу исслед-й методами электрометрии прискважинной зоны продуктивного пласта, содержащей остаточную нефть, и после ее удаления из зоны поверхностно-активными веществами (ПАВ).
Исслед-я осущ-ют в след порядке: 1) проводят 1-ый замер уд эл сопр-я ρзп.но при остаточной нефтенасыщ-ти в зоне проникновения; 2) закачивают водные растворы ПАВ с мин-цией, близкой к мин-ции пластовой воды, в рез-те чего происходит оттеснение нефти из прискважинной зоны пласта под воздействием химич заводнения; 3) продолжают закачивание пластовой воды, что приводит к удалению ПАВ и восстановлению водонасыщения этой зоны (kв≈100 %); 4) проводят 2-ой замер уд эл сопр-я зоны проникновения ρзп уже при 100%-ном ее водонасыщении.В этом случ kно оценивается по ф-ле
kно=1-(ρзпно/ρвп)1/n,
где n — показатель степени в эмпирической связи вида Рн = k-nв.
В данном способе рекомендуется использовать для нахождения удельных сопротивлений прискважинной зоны методы электрометрии с большим радиусом исследования.