3.2 Какие методы пригодны для количественной оценки текущего коэффициента нефте- и газонасыщения пород во вновь бурящихся скважинах?

Коэффициент нефтегазонасыщения k_нг пор в коллекторе определяется как отношение объема нефти или газа в порах ко всему объему пор данной породы. Остальную часть объема пор занимает вода; отношение объема, занимаемого водой, к объему пор называют коэффициентом водонасыщения k_в. Очевидно, k_нг = 1 – k_в.

Геофизическими методами при анализе керна определяют обычно k_в, рассчитывая затем k_нг. Различают коэфициент остаточного водонасыщения k_во, характеризующий в породе содержание неподвижной воды, связанной с поверхностью скелета породы силами молекулярного сцепления, и коэффициент водонасыщения k_в, показывающий суммарное содержание в породе в условиях естественного залегания связанной и подвижной воды. Следовательно, k_в³k_во; параметр k_во называют иногда коэффициентом минимального неснижаемого водонасыщения.

Основными способами определения k_в и k_нгнефтегазоносного межзернового коллектора являются геофизические. При подсчете запасов и решении других задач параметры k_в и k_нг находят по данным метода сопротивлений, используя связь между параметром насыщения Р_н и коэффициентом водонасыщения k_в. Зависимость Р_н = f(k_в) получают в лаборатории на капилляриметрической установке, моделируя на образцах коллектора различное водонасыщение и измеряя соответствующие значения удельного сопротивления образца.

Определение k_нг по данным метода сопротивлений в однородном коллекторе сводится к следующему: находят r_ппо диаграммам метода сопротивлений; вычисляют r_зп; рассчитывают Р_н по формуле Р_н=   _нп/   _зп=   _нп/Р_{п   в}; выбирают зависимость Р_н=f(k_в), соответствующую данному типу коллектора и высоте положения изучаемого интервала по отношению к ВНК, и устанавливают k_в и k_нг для вычисленного значения Р_н по выбранной зависимости.

Величину k_во можно оценить независимым от метода сопротивлений способом: по диаграмме ПС, используя связь a_пс с k_во для глинистых терригенных коллекторов; по известным значениям пористости и проницаемости, используя трехмерную корреляционную связь параметров k_во, k_пр и k_пдля терригенных кварцевых коллекторов. Сравнивая значение k_во с величиной k_в, найденной по удельному сопротивлению, делают заключение о том, даст коллектор безводный приток нефти и газа (при k   k   ) или приток нефти с водой (при k_в> k_во)

4.1 Методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Метод импульсного нейтронного каротажа.

С ущность импульсного нейтронного каротажа заключается в изучении нестационарных нейтронных полей и -полей, создаваемых генератором нейтронов. Генератор нейтронов работает в импульсном режиме с частотой следования импульсов от 10 до 500 Гц. Сущность импульсного режима заключается в облучении пластов, вскрываемых скважиной, импульсов нейтронов длительностью t_д, следующими друг за другом через определенный промежуток времени.

Схема, поясняющая принцип измерения

импульсными нейтронными методами.

После истечения времени t_з (время задержки) включается наземная измерительная аппаратура и на протяжении времени Δt (окно временного анализатора) измеряется плотность нейтронов или продуктов их взаимодейтсвия с веществом. Изменяя время включения измерительной аппаратуры (время задержки t_з) и измеряя плотность нейтронов на протяжении отрезка времени t, на протяжении отрезка времени отрезка времени t, изучают процессы взаимодействия с веществом, характерные для данного времени жизни нейтронов.

При помощи нейтронных методов изучают: 1) зависимости плотности (числа) тепловых нейтронов n_t или интенсивности вторичного -излучения J_нгк от времени; 2) закономерности взаимодействия нейтронов с веществом в заданный момент времени с регистрацией элементарных частиц в течении времени t_з. Различают ИННК и ИНГК.

Активационный каротаж. Активационный каротаж дает возможность определять содержание химического элемента в породе при условии, что он способен активироваться. С этой целью источник нейтронов устанавливается в скважин против определенной точки пласта на время, равное примерно периоду полураспада элемента, который хотят выявить. Так, для выделения Al достаточно облучать породу в течении нескольких минут, для Mn – около 14, на Na – около 20 ч. После облучения источник перемещают на другую глубину, а против облученной точки устанавливают индикатор гамма – излучения, с помощью котрого регистрируются интенсивность излучения и ее измерение со временем.

ИННК – основан на измерении характеристик нестационарных нейтронных полей. Этим методом регистрируют диаграммы плотности тепловых нейтронов n_t при неизменном расстоянии L_з между мишенью и индикатором и при нескольких фиксированных задержках t_з и временных окнах Δt.

Плотность тепловых нейтронов зависит в общем случает отзамедляющих и поглощающих свойств среды и определяется длиной замедления L_з, коэффициентом диффузии D и временем жизни  тепловых нейтронов.

Данные ИННК несут информацию о двух нейтронных параметрах горных пород: коэффициенте диффузии D, зависящем главным образом от водосодержания пород, и среднем времени жизни тепловых нейтронов _ср, связанном только с поглощающими свойствами пород.

В однородной среде непосредственно после излучения импульсов нейтронов их плотность возрастает и через время t₀ достигает теплового равновесия, а затем происходит поглощение нейтронов и их убывание по экспоненциальному закону.

Интенсивность спада кривой n_t=f(t_з) определяется поглощающими свойствами среды, которые зависят в основном от хлоросодержания. Скорость регистрации в ИННК, как и в других методах РК, определяется постоянной времени аппаратуры, минимальной мощностью пласта и скоростью счета и равна 100-200 м/c при выходе нейтрон/c.

ИНГК – регистрирует изменение по разрезу скважины интенсивности -излучения радиационного захвата тепловых нейтронов при фиксированных задержках t_з на неизменном расстоянии L_з между мишенью и индикатором.

Интенсивность -излучения радиационного захвата, как и в случае ИННК, пропорциональна плотности нейтронов.

При небольших значениях t_з основная часть -квантов образуется при поглощении нейтронов в скважине и свойства пласта мало сказываются на показаниях ИНГК.

З ависимость интенсивности -излучения радиационного захвата от нейтронных поглощающих свойств пласта (при t_з>t_ср) определяется выражением:

где J_нгк – интенсивность радиационного -излучения при t=0.

В ИНГК время жизни тепловых нейтронов определяется по наклону графика временного спектра регистрируемого -излучения. Глубинность ИНГК при одинаковых условиях больше глубинности ИННК примерно на 10 %.

При качественной интерпретации диаграмм ИНК руководствуются следующим: малопористые неглинистые пласты, нефтеносные и газоносные коллекторы характеризуются максимальными показаниями на кривых плотностей тепловых нейтронов n_т и -излучений J_нгк; глинистые пласты, высокопористые коллекторы, насыщенные минерализованной водой, и другие – минемальными показаниями.

При изучении нефтяных и газовых месторождений главной задачей является выделения в разрезе нефтегазоносных пластов и определение ВНК и ГЖК. Наиболее надежно она решается по нескольким диаграммам ИНК, полученным по различных задержках t_з для оценки зависимостей n_t=f(t_з) и J_нгк=f(t_з).

В этом случае положительные результаты при определение ВНК получают в нефтеперфорированный высокопористых пластах без проникновения в них фильтрата ратсвора при содержании NaCl в пластовой воде 30-50 г/л и в перфорированных при концентрации NaCl более 100 г/л. Стационарные методы в этом случае не эффективны.

Применение ИНК.

ИНК применяют при исследовании действующих, обсаженных колоннами скважин для прослеживания ВНК и ГНК, установление нефтенасыщенных зон и интервалов, не отдающих нефть, выявление перетоков нефти и газа между пластами прослеживания продвижения фронта воды, сопоставления разреза и границ ВНК скважин, крепленных колонной и открытых.

Наилучшие результаты с помощью ИНК получают в районах с высокой минерализацией пластовых вод, где показания ИННК и ИНГК против водоносных и нефтеносных пластов различаются в несколько раз, тогда как различие показаний стационарных методов НК составляет 10 – 20%.