12. Сопоставление границ хлоросодержания, выделяемых по электрометрии и радиометрии.

По нейтронным методам мы можем различать среды,кот. содержат и не содержат хлор, основа разделения нефт. и водоносных пластов.Границыхлорсодержания, выделяемые нейтронными методами образуется в прискважинной части коллектора после фильтрации жидкости из ствола скв. в пласт.

1.Действие капиллярных сил

2.Вытеснение части фильтрата нефтью

По нейтронным методам можно выделить резкую границу. Радиометрия-дляуточненеия метода ВНК. ВНК-то положение в пласте выше которого фазовая проницаемость для воды равна 0.Переходная зона – та область коллектора,гденефтенасыщенность меняется от предельного значения до нуля.

10.Применеие импульсных нейтронных методов для исследования пластов вскрытых перфорацией.

Пласты частично вскрытые перфорацией с подошвенной водой, когда интервал перфорации выше ВНК. Контроль разработки заключается в определении положения ВНК и в выяснении причин обводнения.Обводненияскв.черезперфор.отверстие из-за: 1.естеств.подъема ВНК в процессе экспл-ции;2.притока воды по прискваженной части коллектора через некачественное цементное кольцо;3.вытяснение нефти вдоль напластования водоц по наиболее проницаемым пластам. Может применяться импульсный метод для пластов обводненных не минерализ-й водой или слабо минерализ.водой.Обводнение нефтяных скважин опресненной водой снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами.При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонт. перемещение нефти и пластовой воды. В рез. водоносные пласты могут оказаться нефтеносными,авыс.минерализ-еводы-пресными. Рис.1

рис.2

13. ИНГК-С - спектрометрия импульсного нейтронного гамма каротажа. Метод основан на регистрации энергетических спектров гамма-квантов неупругого рассеяния и радиационного захвата. По соотношению углерода и кислорода определяется характер насыщения, по соотношению кремния и кальция - литологическое расчленение геологического разреза пересеченного скважиной. По соотношению водорода и хлора - степень минерализации пластовых вод. Так же возможно получение других аналитических параметров, коррелирующих с геолого-техническими свойствами данной скважины. Аппаратно-методический скважинный комплекс ИНГК-С/ГК-С применяется для проведения радиоактивного каротажа посредством нескольких спектрометрических методов.

Здесь кроме временного анализатора имеется ещё спектрометр (устройство позволяющее определить энергии регистрирующих радиоактивных веществ). С помощью ИНГК-С изучается временного излучения, сопротивлений потока, гамма излучения, возникающие на ядре элементов имеющихся в г.п. при проведении ИНГК-С.

11. Интегральный (инк)

1. Исп-ся для определения характера насыщения пластов, хар-ра скважин.

Изм-ся диффузионный параметр τ - время жизни тепловых нейтронов в пласте │мкс│

1 мк с =10⁶ с

t=1-1000Гц

Δt

ИНК содержит источник быстрых нейтронов, источник излучает быстрые нейтроны с энергией Е=14 МэВ, потом замедляются в рез-те взаимодействия с г.п. Плотность увел-ся, Теплов. нейтроны поглощаются хлором. Через опред-е время tс помощью врем.анализатора в Δt замеряется плотность тепл.нейтрона или γ изл-е. Кол-во γквантов будет опр-ся начальным числом тепловых нейтронов.

Nt=N₀e^–t/τ= N₀ /2,7=0,37 N₀ ,где τ-время по прошествию которого будет захвачено 63%теплов.нейтронов.

Плотности γ-квантов: Nнпл=N_{0 пл}e^{–t/τнпл}

Радиус исслед-яимп.-нейт.мет-в:

1. ИННК глубин-ть=20-40

2. ИНγ-К радиус исслед-я=30-50, применяется чаще, т.к. больше глубинность, так же когда для поглощения исп-ся бор. ИНГК-С может быть использован к комплексе.

Область применения ИНметодов:

1. Пласты,невскрытые напластованием зоны проникновения. Если пор-ть больше, то порог снижается.

2. Пласты, частично вскрытые перфорацией с подошвенной водой, когда инт-вперфор-ии больше ВНК

№? Применение комплекса ядерно-физических методов для разделения нефтеносных и водо-носных коллекторов.

Преимущества Я-Ф методов:

1. Показания ядерных методов определяется элементным (изотопным) составом г.п. ; совокупность Я-Ф методов позволяет изучение без керна.

2. Текстура и структура г.п. сильно влияет на электрические методы, но слабо на Я-Ф мет

3. Я-Ф методы применяются как в открытом стволе, так и в обсаженном стволе.

Недостатки Я-Ф методов:

1. Наличие источников ионизирующих излучений требует соответствующих мер защиты.

2. Статистическая флуктуация (колебания интенсивности излучения вокруг некоторой средней величины в одних и тех же условиях) вследствие состава пород ядерных полей

3. Малый радиус исследования (max=0,5-0,6 м – нейтронный)

Min – несколько см для ГГКС

τ – время жизни нейтрона

К_нг – коэффициент нефтегазонасыщенности

Обычно исследования проводятся 2-х или многозондами

ИНГК: с увеличением зонда, увеличиваются показатели 2-х зондового генератора нейтронов (газ)

Для слабоминерализованных вод τ_нп/τ_вп=10-15%

Вода: неопределить

ИНГК-С: газ – соотношение С/O уменьшается, Са/Si увеличивается;

Нефть – соотношение С/O увеличивается относительно соотношения Са/Si

Вода – соотношение С/O увеличивается существенно меньше;

Необходимо использовать комплекс при 3-х фазном насыщении коллектора

№10 Дифференциация коллекторов на нефтеносные и газоносные нейтронными методами.

Газоносные пласты по своему водородосодержанию ω_г, отличаются от нефтеносных или водоносных. Приближенное водородосодержание в газоносном пласте рассчитывается по формуле:

ω_г/ω_в=1,64*10^-2 р_{пл ,} где ω_в-содержание водорода в воде; р_пл-давление, МПа; из расчетов следует, что при р_пл=30-40 МПа (на глубине 2,5-3 км) содержание водорода в газе составляет 50-60 % от содержания водорода в воде. Газоносная и нефтеносная части пласта имеют практически одинаковые электрические характеристики, и методы ЭК не могут быть использованы для разделения нефтеносных и газонос­ных пластов и выделения газонефтяного контакта (ГНК). При небольшой глубине проникновения фильтрата ПЖ (10—20 см) выделение газонефтяного (ГНК) или газоводяного контакта проводят по снижению показаний на кривых НГК и НКТ против нефтеносной или водоносной части пласта. Более надежные результаты получают при использовании двухзондо-вогонейтрон-нейтронного каротажа, когда показания длинного (более глубинного) зонда дают возможность судить о характере насыщения пласта, а показания короткого (малоглубинного) — об однородности пласта.Достаточно хорошие результаты могут быть также получсиыпри повторных замерах НГК или НКТ одним и тем же зондом в скважине, обсаженной колонной.. Первый замер выполнен в открытом стволе скважины, второй — в колонне через 30 дней после ее цементации. В ре­зультате частичного расформирования зоны проникновения и естественного перераспределения флюида газонасыщенныйпласт отметился четким максимумом при повторном замере кривой НКТ.В случае наличия в коллекторе глинистого материала для определения газожидкостного контакта более надежные ре­зультаты можно получить при использовании различных моди­фикаций импульсного нейтронного каротажа. Один из таких способов заключается в измерении в скважине двух дифферен­циальных кривых с различными временными задержками, на­пример t₃ = 800 и 1300 мкс. При этом интерпретация геофизи­ческих данных сводится к следующему. Выбирают заведомо нефтеносный опорный пласт с литологией, близкой к литологии исследуемого интервала. Показания против опорного пласта на двух временных задержках нормируют и сравнивают с этими же показаниями против исследуемого интервал. В результате нефтеносные пласты, близкие по литологии и характеру насы­щенности к опорным, отмечаются отсутствием приращений по­казаний на диаграммах, зарегистрированных при различных задержках. Газоносные пласты будут характеризоваться поло­жительным приращением на кривой с большим временем за­держки, водоносные при соблюдении тех же условий — отрица­тельными приращениями. Плотные пласты на диаграммах ИННК могут отметиться, как и нефтегазоносные, т. е. наличием положительного приращения или отсутствием приращения. Для выделения в разрезе плотных пород и исключения их из объ­екта исследования используют данные микрокаротажа и дру­гих видов геофизических исследований.

В карбонатных коллекторах разделить газоносную и водо­носную (нефтеносную) части пласта по кривым нейтронного каротажа затруднительно. Это объясняется относительно низ­кой пористостью карбонатных пород по сравнению с терриген-ными и, следовательно, меньшим различием водоносной (нефте­носной) и газоносной частей пласта по водородосодержанию.