7.4 Контроль за изменением положения контактов газ-нефть-вода в эксплуатационных скважинах

Изменение положения водонефтяного ВНК и газожидкостного ГЖК контактов, а также возникновение избирательного обводнения пластов в процессе разработки залежей нефти и газа могут контролироваться электрическими методами при бурении новых эксплуатационных скважин в той части залежи, где предполагается текущее поло­жение контакта. В пластах, в которых нефть и газ вытеснены пластовой водой, значительно уменьшается электрическое сопротивление.

При замещении нефти пресной водой, закачиваемой при законтурном или внутриконтурном заводнении пластов, определить контакт по изменению сопротивления не удается; но иногда обводнение пласта удается обнаружить по изменению аномалий U_СП. При обводнении пласта, залегающего среди глин, по всей мощности форма кривых U_СП зависит от соотношения электрических удельных сопротивлений пресной воды ρ_ПР и фильтрата бурового раствора ρ_Ф. Если ρ_ПР<ρ_Ф, аномалия U_СП против пласта отрицательная (относительно линии глин), а при ρ_пр>ρ_ф – положительная. Потенциал U_СП во вмещающих глинах (линия глин) при этом одинаков. Если обводняется лишь подошвенная (кровельная) часть однородного пласта, примыкающего к глинам, потенциал U_СП против всего пласта одинаков, но наблюдается смещение линии глин относительно опресненной части пласта в отрицательную сторону. Форма аномалии кривой U_СП против однородного пласта с несколькими обводняющими слоями определяется лишь тем, какая вода находится на контактах с вмещающими глинами. Характер обводнения внутренних прослоев мало влияет на форму аномалии U_СП.

Число новых (бурящихся на месторождениях в течение года) скважин, в которых можно следить за контактом электрическими методами, сравнительно невелико, а после их крепления стальными колоннами дальнейшее наблюдение за перемещением контактов электрическими методами становится невозможным. Поэтому основными методами контроля за перемещением ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах в настоящее время являются нейтронные методы.

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 водородосодержания вызывает на диаграммах НГМ и ННМ-Т изменение одного знака, тогда как при 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.

Импульсные нейтронные методы обладают большей чувствительностью к содержанию хлора 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, так и непосредственно по показаниям ИННК при большом времени задержки (1.1 мс).

При больших колебаниях пористости или глинистости пород ИННК комплексируют с методами НГМ и ННМ-Т (или ГМ и СП).

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 ИННК или ИНГК 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).