71. Определение эффективной пористости и характера насыщения по данным ядерно-магнитного метода.

Из всех ядер хим эл-ов, слагающих гп только ядра водорода обладают достаточно большими величинами магн и мех момента (μ и S), которые создают под действием внеш магн поля дост-но сильные ЭДС, кот удается зарегистрировать в условиях скв. Наиболее сильные сигналы свободной прецессии поступают от ядер водорода, кот создаются в подвижных молекулах, т.е. в свободной воде, нефти, газе. Ядра Н, входящие в состав неподвиж ж-ти (связ вода) или тв УВ (асфальтены, битумы) в рез-те свободной прецессии образуют быстрозатух ЭДС, кот практ-ки не возможно зарегист-ть. Поэтому в рез-те исслед магн м-да величина U₀ пропорц-на числу ядер Н, входящих в состав подвижных флюидов и содерж-ся в поровом пр-ве, т.е. пропорц-но величине эфф. пористости U₀≈К_п.эф, К_п.эф,=К_по(1-К_в.св). Поэтому ЯММ – метод определения эффективной пористости пород.

Диаграмма Ессп калибруют в единицах индекса свободного флюида(ИСФ).

ИСФ- отношение начальной амплитуды сигнала свободной прецессии, зарегестрированной на образце породы, к начальной амплитуде ссп, измеренной на дисц. Воде, зинимающей тот же объем, что и образец породы. 100 ИСФ-сигнал в воде.

Записываются три кривые в индексах свободного флюида ( ИСФ). метод применяется для выделения коллекторов (сравнение исф. Все, что больше минимального – коллектора) . От ИСФ к Кп эф нужно вводить поправки за влияние скв, глинистой корки, остаточного ока, а так же учитывается пространственная ориентация скважины.

Для этого измеряется время продольной релаксации, равное для воды 50-300мкс и нефть/газ >600 мкс

Парметр Т1 определяется как время неоходимое для изменения logF в 2,71 раз

72. Определение характера насыщения коллекторов. Разделение газоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе скважин.

Самый верный способ определения характера насыщения – получение притока.

Так же можно определить характер насыщения по результатам Гис.

В основном наиболее действенны три метода: КС, СП и НМ.

Удельное электрическое сопротивление пород, насыщенных углеводородом больше, чем у пород водонасыщенных. Однако, метод СП не разделяет газонасыщение и нефтенасыщение, поэтому для разделения трехфазного насыщения подключают нейтронный метод. Содержание водорода в нефти значительно меньше, чем в газе.

73. Определение положения контактов (внк, гвк, гнк) по геофизическим данным. Контроль за положением внк в процессе эксплуатации скважин.

Определение ВНК в большинстве модификаций нейтронных методов основано на аномальных нейтронных свойствах хлора, содержащегося в пластовых водах. Различие в показаниях ней­тронных методов против нефтеносного и водоносного пластов умень­шается с уменьшением хлоросодержания, т. е. с уменьшением пористо­сти пласта или минерализации пластовой воды. Достаточно надежно определить водонефтяной контакт по данным ННМ-Т и НГМ можно лишь в высокопористых коллекторах (k_П > 15 – 20 %) при минерализации вод не менее 150 — 200 г/л. При этом приме­нять лишь один НГМ (или один ННМ-Т) можно только в пластах, од­нородных по пористости и глинистости. В этом случае эффект на водонефтяном контакте, обусловленный различием содержания хлора, не маскируется колебаниями показаний за счет изменения водородосодержания (пористости и глинистости) пород. Совместное примене­ние НГМ и ННМ-Т позволяет выделить водонефтяной контакт в бо­лее неоднородных пластах. Это связано с тем, что изменение водоро-досодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как цри изменении содержания в породах хлора изменение на диаграммах может быть разного знака.

Другой способ учета и исключения влияния колебаний пористости или глинистости пласта на показания – это сравнение кривой НГМ (или ННМ-Т), зарегистрированных в разное время. Поскольку пори­стость и глинистость пород в процессе разработки месторождения не меняются, то правильно проэталонированные диаграммы, заре­гистрированные в разное время, расходятся лишь против интерва­лов, которые обводнились за время между двумя замерами. Если кривые не эталонированы в сопоставимых единицах; их совмещают против явно непродуктивного интервала путем изменения масшта­ба и смещения одной из кривых. Пример выделения обводнявшихся интервалов таким способом приведен на рис. 2, б, где совмещены два замера НГМ с двухлетним интервалом. В промежутке между дву­мя замерами обводнился интервал 1815 – 1817,5 м.

Для повышения надежности выделения пластов, изменивших свое насыщение между двумя замерами, проводят графическое сопостав­ление показаний двух замеров. По совокупности 20 — 30 то­чек для пластов с существенно различными показаниями НГМ и ННМ-Т и явно одинаковым насыщением проводят среднюю линию I и подсчитывают среднеквадратическое отклонение точек от нее о. Ниже и выше средней линии на расстоянии двух значений о прово­дят еще две линии II и III. Если точка для исследуемого пласта ле­жит в полосе между линиями II и III, то считается, что его насыще­ние между двумя линиями II и III, то считается, что его насыщение между двумя разновременными из­мерениями не изменилось. Если точ­ки для них лежат выше (для НГМ) или ниже (для ННМ-Т) этой поло­сы, то с вероятностью 95% пласт считается обводненным.

Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствитель­ностью к содержанию хлора в поро­да и позволяют определять ВНК при минерализации пластовых вод вы­ше 40 — 50 г/л, а в благоприятных условиях — даже при минерализа­ции 20— 30 г/л. Положение контак­та четко отме­чается как по кажущемуся средне­му времени жизни нейтронов т, так и непосредственно по показаниям ИННМ при большом времени задер­жки (1,1 мс). Однако показания 1пп больше, чем , подвержены влия­нию изменений «ближней зоны » и литологии пласта.

При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННМ комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП). Так, при резких изменениях k_П его значения по данным ННМ, ГГМ или другого метода ГИС сопоставляют с декрементом затухания плотности поля тепловых нейтронов λ. По совокупности точек для пластов с известным насыщением проводят линию λ, раз­деляющую продуктивные и водонос­ные пласты. Менее точно такую линию можно провести и теоретически, рас­считав зависимость λ_ВП = f (k_П) для водо­носных пластов и отклонение Δλ, – за счет изменения состава скелета и погрешностей измерений.

Для выделения пластов, обводняе­мых пресной водой (ниже 20 г/л при k_П = 30% и 50 — 70 г/л при k_П ≈ 10%), опи­санные способы непригодны. Такие пласты могут быть обнаружены путем закачки активированных растворов, избирательно проникающих в водонос­ную и нефтеносную части пласта.

В пластах, обводненных пресной водой, фильтрат соленого раство­ра, контактирующий с пресной пластовой водой, опресняется быст­рее по сравнению с нефтеносными пластами, в которых соленая вода в зоне проникновения сохраняется гораздо дольше. Поэтому, прово­дя измерения ИННМ или ИНГМ через время, достаточное для оп­реснения зоны проникновения в обводненных пластах, можно выде­лять нефтеносные части пласта по обратному эффекту, т. е. по более низкому значению среднего времени жизни нейтронов по сравнению с обводненными пластами.

Определение газонефтяного и газоводяного контактов нейтрон­ными методами основано на меньшем содержании водорода в газе по сравнению с водой и нефтью. Благодаря этому на диаграммах всех нейтронных методов газоносный пласт отмечается повышенными по­казаниями по сравнению с нефтеносными или водоносным пластами. Однако повышенными показаниями на диаграммах нейт­ронных методов отмечаются также и низкопористые (плотные) по­роды. Чтобы отличить их от более пористых газонасыщенных кол­лекторов, можно использовать данные других методов, зависящие от пористости (ГГМ-П или AM).

ВДМ:

Оценка характера насыщения коллекторов и определение К_в

К_нг=1- К_в

Петрофизическая зависимость Е_п=Е_ж*К_п+Е_гл*К_гл+Е_ск(1нг-К_п-К_гл); Е_ж=Е_в*К_в+Е_н(г)*К

К _в=(К_в-К_во)/(1-К_во)

Разделение коллекторов, насыщенных пресной водой и нефтью. Данная задача не решается никакими другими Эл методами, кроме волнового диэлектрического метода (водоносный или продуктивный пласт). Е_вп=12-25(не зависимо от минерализации); Е_нп=5-12

5