Визначення положення газорідинних і водо-нафтових контактів

Положення ВНК, ГВК і ГНК в обсаджених свердловинах встановлюється комплексом промислово-геофізичних методів, зокрема методами радіометрії, термометрії та акустичного каротажу.

Водо-нафтовий контакт

1. Водо-нафтовий контакт за даними нейтронного гамма-каротажу надійно встановлюється в пластах, у яких нафта витісняється водою, що містить хлор, із мінералізацією вище 120-150 г/л при k_п20%. Контакт нафта-вода фіксується на кривих НГК збільшенням I_n навпроти водоносної частини пласта по відношенню до нафтоносної до 15 %. Положення ВНК встановлюють за початком спаду інтенсивності I_n (рис.17.1,а).

Спектрометричний нейтронний гамма-каротаж найбільш чутливий до вмісту хлору в пласті. При реєстрації захопленого гамма-випромінювання з енергією 4-5.6 МеВ перевищення I_n на границі ВНК складає 50-100 %.

2. При витісненні нафти мінералізованою водою ВНК на кривих ННК-Т відмічається зменшенням показів I_nТ навпроти його водоносної частини. Положення ВНК фіксується за початком підйому кривої I_nТ (Рис.17.1, б).

3. У водоносній частині пласта середній час життя теплових нейтронів менший, ніж у нафтоносній. Контакт вода-нафта за даними ІННК відмічається за початком збільшення I_ІnТ (Рис. 17.1, в).

4. Імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж дозволяє визначити положення текучого ВНК за величиною _п аналогічно ІННК (Рис. 17.1, г).

5. Водоносна частина пласта фіксується підвищеними показами наведеної гамма-активності у порівнянні з нафтоносною внаслідок більшого вмісту ядер натрію та хлору нижче ВНК. Каротаж наведеної активності ефективний при визначенні положення ВНК у випадку мінералізації пластових вод за NaCl вище 40 г/л. Границю ВНК визначають у точці, яка знаходиться на середині аномалії між нафтоносною та водоносною частинами пласта (Рис. 17.1, д).

6. За даними каротажу радіохімічного ефекту при визначенні текучого положення ВНК зіставляють заміри природної радіоактивності до і в процесі переміщення ВНК. Природна радіоактивність навпроти обводненої частини пласта інколи аномально зростає, а гамма-активність нафтоносної його частини залишається незміненою.

7. Положення ВНК за результатами каротажу радіоактивних ізотопів відмічається підвищенням інтенсивності гамма-випромінювання навпроти водоносної частини пласта у випадку закачування активованої води, а при закачуванні радіоактивної нафти інтенсивність гамма-випромінювання зростає навпроти нафтоносної частини пласта. Границя ВНК відмічається аналогічно відбиванні ВНК за даними НГК у випадку закачування активованої води та аналогічно ННК-Т при використанні активованої нафти (Рис. 17.2).

8. За даними каротажу індикації елементами з аномальними нейтронними властивостями у випадку закачування в пласт водних розчинів хлористого кадмію контакт нафта-вода відмічається за НГК у точці спаду I_n, за ННК-Т – у точці підйому I_nТ, при використанні в якості активатора борної кислоти ВНК фіксується за НГК і ННК-Т у точці початку спаду I_n і I_nТ (Рис. 17.3).

Положення ВНК за даними НГК, ННК-Т, ІННК, ІНГК, КНА впевнено визначають у випадку заміщення нафти мінералізованою водою (С_в120-150 г/л при k_п25 %). При низькій мінералізації пластових і закачуємих водах (С_в>15 г/л при k_п20 %) переміщення ВНК встановлюють тільки за результатами високоточних визначень декремента затухання теплових нейтронів за даними ІННК (_п=1/_п). Відмінність _п для нафтоносної та нафтоносної частин пласта у випадку ідентичності колекторських властивостей складає 8-10 %.

Газо-водяний контакт

1. За збільшенням показів нейтронного гамма-каротажу або каротажу густини теплових нейтронів у випадку слабоглинистих колекторів і невеликою зоною проникнення фільтрату промивної рідини.

2. За перевищенням показів НГК або ННК-Т великого зонда над показами малого зонда (Рис.108).

3. За наявністю приросту кривих НГК, які зареєстровані в різний час зондом однієї довжини. Даний спосіб особливо ефективний у випадку пластів із значною зоною проникнення. Виділення газоносної та водоносної частин пласта базується на явищі розформування зони проникнення газоносного колектора в обсадженій свердловині (Рис. 108а).

Газонафтовий контакт

1. За наявністю позитивних приростів показів на кривих НГК або ННК-Т, які отримані за методикою часових замірів. Проти нафтоносної частини пласта покази інтенсивності нейтронного гамма-випромінювання на різних кривих практично співпадають.

2. За величинами часу життя теплових нейтронів у газоносній та нафтоносній частинах пласта. У чистих газоносних колекторах середній час життя теплових нейтронів на 15-20% більший, ніж в однотипних нафтоносних колекторах. Для встановлення положення ГНК у глинистих, піщаних і карбонатних колекторах необхідно проводити повторні часові заміри ІННК. При цьому газоносна частина пласта на кривих виділиться підвищеними показами ІННК, які отримані в більш пізніший час.

3. За даними геохімічних методів дослідження свердловин. Збільшення відношення вмісту етану до вмісту пропану (більше одиниці) свідчить про газонасиченість колектора. Даний спосіб найбільш ефективний при встановленні ГНК у сильно глинистих піщаних і карбонатних колекторах, де ядерні методи не дозволяють розчленувати газоносні та нафтоносні ділянки пласта.

4. За даними термометрії свердловин. Газоносна частина пласта виділяється негативною аномалією температури.

Переміщення ВНК і ГВК

Переміщення ВНК і ГВК у процесі розробки родовищ в обсаджених свердловинах встановлюється декількома способами.

1. За показами нейтронного гамма-каротажу. Газо-водяний контакт відмічається високими значеннями I_n проти газоносної частини пласти. Водонафтовий контакт може бути встановлений тільки в пластах з мінералізованими пластовими водами, які містять хлор (С_в>120-150 г/л). Контакт нафти і води на кривих НГК фіксується збільшенням показів проти водоносної частини пласта (Рис.170).

2. За показами нейтрон-нейтронного каротажу – за зміною густини теплових нейтронів. Газоводяний контакт відмічається підвищенням показів I_n проти газоносної частини пласта. У пласті, який містить мінералізовану воду, ВНК на кривих ННК-Т фіксується зменшенням показів I_n проти його водоносної частини покладу (Рис.110).

3. За показами імпульсного нейтрон-нейтронного каротажу – за величинами коефіцієнта дифузії та часу життя теплових нейтронів. Недоліками стаціонарних радіометричних методів НГК і ННК-Т при визначенні ВНК і ГВК є невелика їх глибинність і значний вплив діаметра свердловини, товщини цементного кільця, состава промивної рідини та мінералізації пластових вод на покази методів. У зв’язку із цим стаціонарні ядерні методи мало ефективні при дослідженні пластів з низькою мінералізацією вод і пластів, які розкриті перфорацією. Нестаціонарні імпульсні нейтронні методи в деякій мірі вільні від даних недоліків.