5.4.2. Определение газонефтяных контактов (гнк)

Сложность установления газонефтяных контактов заключается в том, что свойства нефтенасыщенных и газонасыщенных интервалов во многом сходны. Так же, как и нефть, газ является диэлектриком, поэтому метод сопротивлений для определения ГНК непригоден. Соотношение основных элементов - водорода и углерода - в этих флюидах также близки. Наиболее часто применяемый метод определения ГНК - это нейтронный гамма- каротаж, который реагирует на плотность среды.

Поскольку газ в пластовых условиях заметно легче нефти, этот метод достаточно часто дает положительный результат. Используются также данные газового (геохимического) каротажа, по данным которого определяют состав газов, насыщающих выбуриваемые породы. Часто состав газов газовых шапок (свободный газ) заметно отличается от состава газа, растворенного в нефти. На этой разнице основана методика определения ГНК по газовому каротажу. Как и в других случаях, обязательно учитываются результаты испытания скважин. Однако при этом следует учитывать возможные искажения, связанные с большей подвижностью газа, который может прорываться в скважину даже в случаях, когда перфорирован чисто нефтенасыщенный интервал.

5.4.3 Определение газоводяного контакта (гвк)

Определение ГВК основано на тех же физических и химических явлениях, что и в случае определения ВНК, с той лишь разницей, что в газоносных интервалах эти явления выражены более ярко. Поэтому определение ГВК при прочих равных условиях встречает меньше трудностей, чем при определении ВНК. Кроме того, для определения ГВК можно использовать методы, использующие разницу в плотностях насыщенных пород (НГК), которые при определении ВНК малоэффективны. При использовании данных испытания следует учитывать большую подвижность газа по сравнению с водой.

В эксплуатационных скважинах для определения газоводяных и газонефтяных контактов используется также так называемый «дроссель-эффект»- свойство газовых систем при снижении давления снижать температуру. Поэтому в работающей газовой скважине газоносный интервал всегда холоднее нефтенасыщенного или водонасыщенного. Остается только при помощи специальных, очень точных термометров измерить температуру в интервале перфорации.

5.4.4. Переходная зона

Контакт между нефтью и водой, нефтью и газом, газом и водой в залежах никогда не бывает резким и всегда присутствует некоторый интервал перехода от одной фазы к другой. Природа этого явления различна. Наиболее известной причиной формирования переходной зоны является действие капиллярных сил. Дело в том, что большинство нефтегазосодержащих пород являются гидрофильными, т.е. хорошо смачиваются водой. В связи с этим подошвенная вода, подстилающая залежь, по тонким капиллярным порам поднимается в нефтяную или газовую части залежей, создавая переходную зону. Вполне естественно, что толщина этой зоны будет зависеть от размера пор и от разности плотностей нефти и газа, с одной стороны, и воды - с другой. Чем тоньше поры и чем меньше разница в плотностях углеводородов и воды, тем больше толщина переходной зоны и наоборот. Поэтому в залежах тяжелых нефтей, приуроченных к глинисто-алевритистым коллекторам, толщина переходной зоны максимальна и может достигать нескольких десятков метров. В газовых залежах с грубозернистыми коллекторами переходная зона минимальна и может измеряться десятками сантиметров.

Встречаются и достаточно экзотические причины формирования переходных зон, например, переформирование структурных планов ловушки после создания залежи: одни участки залежи могут опускаться, а другие, наоборот, подниматься. При этом, естественно, нарушается равновесие, созданное в залежи в процессе ее формирования в соответствии с плотностями нефти (газа) и воды. Процесс формирования нового равновесия достаточно длителен, он не успевает за происходящими тектоническими движениями, и в зонах опускания образуются слабонасыщенные участки ниже контакта, создавая переходные зоны. Более того, в результате таких движений могут образовываться залежи с наклонными контактами. С этим явлением связано образование наклонных контактов на Лянторском (пласты АС_9-11), Самотлорском месторождениях.