Определение первоначального положения газонефтяного контакта

 

Положение газонефтяного контакта (ГНК) в необсаженных скважинах по данным методов сопротивления установить нельзя, хотя имеется тенденция к увеличению удельного электрического сопротивления газоносного пласта по сравнению с сопротивлением нефтеносного при идентичности коллекторских свойств пластов. В обсаженных и необсаженных скважинах ГНК можно определить следующими способами.

1) по наличию положительных приращений на кривых НГМ или ННМ-Т, полученных по методике временных замеров (рис. 25, а, б). Против нефтеносной части пласта показания интенсивности нейтронного гаммаизлучения на разных кривых будут практически совпадать;

2) по времени жизни тепловых нейтронов в газоносной и нефтеносной частях пласта (рис. 25, в, г). В чистых газоносных коллекторах среднее время жизни тепловых нейтронов на 15-20 % больше, чем в однотипных нефтеносных коллекторах. Для установления положения ГНК в глинистых, песчаных и карбонатных коллекторах необходимо проводить повторные временные замеры ИННМ-Т. При этом газоносная часть пласта выделяется на кривых ИННМ-Т повышенными показаниями, полученными в более позднее время. Этот эффект вызван расформированием зоны проникновения промывочной жидкости.

Хорошие результаты определения ГНК получают при использовании метода двух временных задержек ИННМ. Сущность его заключается в том, что против заведомо нефтеносных и водоносных пластов наблюдаются одинаковые отклонения гальванометров, регистрирующих скорость счета тепловых нейтронов на двух временных задержках, различающихся между собой на 400-600 мкс.

 

 

Рис. 25. Определение первоначальных и текущих положений водонефтяных и газонефтяных контактов по данным радиометрии и газометрии скважин: 1 ‑ газ, 2 ‑ нефть, 3 ‑ вода, 4 ‑ первичные замеры, 5 ‑ повторные замеры,

6 ‑ первоначальные положения ГНК и ВНК, 7 ‑ текущие положения ГНК и ВНК

 

Поскольку среднее время жизни тепловых нейтронов в газоносных пластах намного больше, чем в нефтеносных или водоносных, то первые будут отличаться значительными превышениями нормированных показаний на большей временной задержке по сравнению с малой. Так как ИННМ имеет больший радиус исследования, чем стационарные нейтронные методы (СНМ), включая и многозондовые, такой способ определения ГНК наиболее эффективен;

3) по данным геохимических методов исследования скважин. Увеличение отношения содержания метана к содержанию пропана к = СН₄/С₂Н₆ > 1 свидетельствует о газонасыщенности коллектора (рис. 25, е). Этот способ наиболее эффективен при установлении ГНК в сильно глинистых, песчаных и карбонатных коллекторах, где ядерные методы не позволяют расчленить газоносные и нефтеносные участки пласта;

4) по данным термометрии. Газоносная часть пласта выделяется отрицательной аномалией температуры;

5) по данным акустических методов. На кривых широкополосного акустического метода газоносная часть пласта характеризуется большим коэффициентом затухания продольной волны и малым поперечной волны по сравнению с нефтеносной частью пласта.

Установление положения ГНК или ГВК в неоднородных (по пористости и глинистости) коллекторах часто представляет собой трудную задачу. В этом случае дает эффект комплексирование данных нейтронных методов и гамма-метода. Построение единой палетки для определения ГНК в неоднородных коллекторах по этим данным затруднено из-за различной дифференцирующей способности радиоактивных методов, вызванной нестандартностью аппаратуры, несовершенством градуировки и другими причинами, а также из-за влияния диаметров скважины, приборов и обсадной колонны и их эксцентриситетов на регистрируемые параметры.

Более простым и надежным способом установления местоположения ГНК или ГВК в неоднородных коллекторах является использование корреляционных связей между показаниями нейтронных методов и гамма-метода, установленных для каждой скважины по нескольким интервалам заведомо нефте-и газонасыщенных коллекторов. Поскольку разрезы скважин исследуют нейтронными и гамма-методами одновременно, то погрешности измеряемых параметров, обусловленные эксцентриситетами прибора, колонны и другими возможными факторами, примерно одинаково влияют на определяемые величины и несущественно сказыва­ются на устанавливаемых связях.

В общем случае связь между показаниями нейтронного гамма-метода и гамма-метода описывается уравнением

I_nγ=aI_nγ+b+2σI,

где а и b ‑ коэффициенты, зависящие от скважинных условий регистрации диаграмм; I_nγ ‑ показания нейтронного гамма-метода и гамма-метода; +2σI ‑ средняя квадратичная погрешность измерений показаний радиоактивных методов.

Разность показаний нейтронного гамма-метода против газоносных и нефтеносных пластов должна превышать погрешность измерений σJ_nγ, т.е. Δ J_nγ > σJ_nγ. Для изучаемого пласта-коллектора по уравнению рассчитывают предельное значение J_{nγ нп кр} в случае его нефтенасыщения или водонасыщения и сравнивают с замеренным значением I_nγ против этого пласта. Если зарегистрированное значение I_nγ больше I_{nγ нп кр}, то пласт считается газонасыщенным. По глубине подошвы первого газоносного пласта в разрезе залежи устанавливают положение ГНК или ГВК.

Имеется способ графического сопоставления I_γ и I_nγ по отдельным скважинам с целью определения положения ГНК и ГВК. В наиболее сложных ситуациях для определения положения ВНК, ГНК, ГВК используют данные испытателей пластов на трубах и кабеле.

 

Контрольные вопросы

1. Какими способами можно определить положение ГНК?

2. Между какими методами устанавливается корреляционная связь для выделения ГНК, ГВК?