3) Детальную – проводят для продукт-й части разреза на стадии подготовки залежи к разработке и в период разраб. Осн. задача – обеспечить построение модели, адекватной реальному продуктивному горизонту. При этом д.б. выд-ы границы продукт-го гориз-та, определена его расчлен-ти на пласты и прослои, выявлены соотношения в залегании проницаемых и непрониц. пород, характер изменчивости по площади каждого отдельного пласта, положение стратиграф. и др. несогласий и др.Сопоставление в осн. по хроностратиграф-м (-специфич. физ/хим свойства породы: определенное содерж-е акцессорных минералов, типоморфные особ-ти –форма зерен, окраска, включения;- геохим. соотн-я элем-в породы; конфигурация кривых электро- и радиометрии и др.) и литогенетическим признакам, полученным по промыслово-геоф. данным и при исследовании керна. На разрабатываемых МР дет. корр-ция на основе ГИС в комплексе с исследованием керна, опробованием скв. и др. (чем больше методов, тем точнее рез-т). На основе дет. корр-ции делаются все геол. построения, отображающие строение залежей НиГ. От правильности дет. корр-ции зависит обоснованность принимаемых технологич-х решений при разраб-ке залежей НиГ, точность подсчета запасов, надежность прогноза конечной нефтеотдачи.
№13 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
Малый
радиус исследования (max=0,5-0,6 м – нейтронный), Min – несколько см для ГГКС
τ – время жизни нейтрона
Кнг – коэффициент нефтегазонасыщенности
Обычно исследования проводятся 2-х или многозондами
ИНГК: с увеличением зонда, увеличиваются показатели 2-х зондового генератора нейтронов (газ)
Для слабоминерализованных вод τнп/τвп=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
№14 Дифференциация коллекторов на нефтеносные и газоносные нейтронными методами.
Газоносные пласты по своему водородосодержанию ωг, отличаются от нефтеносных или водоносных. Приближенное водородосодержание в газоносном пласте рассчитывается по формуле:
ωг/ωв=1,64*10-2 рпл , где ωв-содержание водорода в воде; рпл-давление, МПа; из расчетов следует, что при рпл =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-вого нейтрон-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 получсиы при 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 газонасыщенный пласт 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.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.