Что такое насыщение скважины

Что такое насыщение скважины

Традиционно электрические методы используются при исследованиях в открытом стволе. Промышленные исследования методами электрометрии в скважинах, обсаженных металлической колонной, до 1995 г не проводились, хотя возможность таких измерений была предложена профессором Л.М. Альпиным ещё в 1939 г (СССР, патент №56.026 от 30.11.1939г).

Возможные области применения технологии измерения удельного электрического сопротивления пород через обсадную колонну:

Проведение исследований в новых скважинах:

Проведение исследований в старом фонде скважин:

В настоящее время для получения информации о характере текущего насыщения коллекторов при исследовании через колонну применяются следующие технологии:

При проведении исследований в неперфорированных пластах:

При проведении исследований в перфорированных пластах:

В 2006 году ОАО «Когалымнефтегеофизика» приобрела два комплекта аппаратуры ЭКОС-31-7 у ООО НППГТ «Геофизика» г. Пятигорск.

Зонд ЭКОС обеспечивает измерение удельных электрических сопротивлений в диапазоне от 0 до 100 Омм в скважинах, обсаженных 5–7 дюймовыми металлическими колоннами, заполненными проводящей жидкостью на водной основе и в смеси с нефтью, а также «сухих» с температурой до 125 град С и гидростатическим давлением до 100 МПа при отношении удельного электрического сопротивления пласта и вмещающих горных породrп/rвм £ 100 Омм.

Возможность применения аппаратуры ЭКОС-31-7 в интервалах с окисными пленками, битумными образованиями, сильными следами коррозии на внутренних стенках колонны обусловлена наличием прижимных устройств, позволяющих создавать надежный контакт электродов прибора с колонной, вследствие чего она не нуждаются в дополнительной очистке [3].

Эти измерения производятся при стоянке прибора на точке, причем на каждой точке не менее двух раз: когда ток питания колонны подан через токовый электрод А1 и токовый электрод А2.

Основное требование к проведению измерений – соблюдение условия стационарности измерений, то есть качественные измерения возможны лишь в том случае, когда условия проведения измерений не менялись на протяжении всего времени регистрации сигналов от обоих токов колонны [3].

Рис. 1. Электрическая схема зонда

С момента приобретения аппаратуры специалистами ОАО «Когалымнефтегеофизика» совместно со специалистами ООО «Геофизика» были проведены совместные работы в ряде скважин на различных месторождениях Западной Сибири.

На начальной стадии были проведены работы в новых скважинах, где исследования в открытом стволе проводились современными приборами электрического или электромагнитного каротажа. Данный опыт показал достаточно высокую сходимость геоэлектрической характеристики разреза по ГИС в открытом стволе и по ЭКОС-31-7 при исследовании через колонну. В качестве примера на рис.2 проведено сравнение профилей удельного сопротивления полученных в открытом стволе компанией Шлюмберже и прибором ЭКОС-31-7 через четыре месяца после обсадки скважины 178 ммстальной колонной.

На втором этапе работ были проведены исследования в старом фонде скважин (скважина пробурена и обсажена в октябре 1989г), где эксплуатационные колонны были подвержены длительному процессу коррозии, а так же в интервалах, вскрытых перфорацией. В скважине ХХ64 до записи ЭКОС были проведены измерения методами электромагнитной дефектоскопии и скважинного акустического телевизора, с целью оценки технического состояния колонны по всему интервалу последующего каротажа прибором ЭКОС-31-7, в том числе и в интервале перфорации (рис. 3).

Рис. 2. Сравнение профилей УЭС, полученных по ГИС в открытом стволе (Шлюмберже, черная кривая) и в обсаженной скважине по ЭКОС-31-7 (красные точки)

Рис. 3. Результаты измерений ЭКОС-31-7 в с скважине ХХ64 старого фонда

При каротаже прибором ЭКОС-31-7 не удалось осуществить прижатие электродов прибора в интервале 2837.6 – 2843.6м. По данным ЭМДС и САТ в этом интервале наблюдается значительное количество дефектов, связанных с существенным нарушением целостности колонны в результате многократной перфорации.

В нижележащем интервале, вскрытом перфорацией, геоэлектрическая характеристика по ЭКОС-31-7 достоверна, что подтверждается промысловыми данными.

В кровельной части пласта (интервал 2818.0 – 2823.6м) установлено наличие невыработанных запасов.Эти интервалы по данным ЭМДС характеризуются меньшим количеством дефектов.

Рис. 4. Сопоставление заключений полученных по ГИС в открытом стволе, СО-каротажу, ЭКОС-31-7 и промысловым исследованиям в скважине ХХ26

В скважине ХХ26 после обводнения основного продуктивного пласта с целью перевода на другой объект были проведены исследования методами СО-каротажа и ЭКОС-31-7 (рис.4).

По заключению СО-каротажа верхний интервал пласта имеет двухфазную насыщенность (нефть+вода и вода+нефть). По ЭКОС-31-7 в кровельной части пласта зарегистрированы высокие значения УЭС, намного превышающие критические значения для данной залежи. Как следствие, по измерениям ЭКОС- 31-7 кровельная часть содержит безводную нефть.

По заключениям комплекса методов СО – ЭКОС, было принято решение провести перфорацию в интервале 2438.4 – 2441.0м и выполнить промысловые исследования. По данным ПГИ, проведенным после перфорации, получен безводный приток нефти, что подтвердило достоверность информации ЭКОС.

По имеющемуся производственному опыту и литературным данным в табл. 1 приведены области применения ЭКОС в сравнении с другими методами изучения нефтенасыщенности в обсаженных скважинах.

Табл. 1. Область применения методов оценки характера насыщенности в скважинах, обсаженных металлической колонной

ЭКОС-31-7 [3, 7]	CHFR [1]	СО-каротаж [5, 6]	Волновой акустический каротаж [2]
Низкопористый коллектор	+	+	–	+
Средняя пористость и низкая минерализация	+	+	+	+
Средняя пористость и минерализация	+	+	+	+
Высокая пористость и высокая минерализация	+	+	+	+
Интервалы перфораций	+	+	–	–
Нерасформировавшаяся зона проникновения	+	+	–	+
Окисные пленки на колонне	+	–	+	+
Пласты, обводненные закачанной пресной водой	–	–	+	+
Отсутствие цементного камня за колонной	+	+	–	–
Необходимость предварительной очистки внутренних стенок колонны	+	–	+	+
Глубинность исследования	около 1,4 м	2-11 м	около 0,15 м	около 0,7 м

+ рекомендуется к использованию

– не рекомендуется к использованию

Заключение

Каротаж по определению удельного электрического сопротивления пластов в скважинах обсаженных металлическими колоннами является промышленным методом, который уже в ближайшее время позволит решить множество проблем нефтегазовых компаний.

По сравнению с другими аппаратурно-методическими комплексами ЭКОС-31-7 имеет ряд преимуществ, которые расширяют круг решаемых задач при снижении финансовых затрат компаний недропользователей. Основные ограничения технологии связаны с выполнением измерений при значительных нарушениях целостности колонны, разделения интервалов насыщенных нефтью и обводненных пресными водами, нет возможности получения достоверных значений удельного электрического сопротивления в многоколонных конструкциях скважин. Вследствии этого, для более точной оценки характера насыщения, необходимо комплексировать технологию ЭКОС-31-7 с другими методами (СО-каротаж, волновой акустический каротаж и т.п.)

Литература

Аулия К., Поерномо Б., Ричмонд В.К., Викоксоно А.Х. и др. Исследование призабойной зоны / «Нефтегазовое Обозрение», т. 7, вып. 2, осень 2002. С. 4-31.

Добрынин В.М., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Новые возможности геофизики при оценке извлекаемых запасов на поздней стадии разработки месторождений // «Нефтяное хозяйство», вып. 11, 2004. С. 53-56.

Кривоносов Р. И., Кашик А. С., Рыхлинский Н. И. Аппаратура для электрического каротажа обсаженной скважины ЭКОС-31 / Доклад на IIКитайско-Российском научном симпозиуме по геофизическим исследованиям скважин // Шанхай, 2-5 ноября 2002 г.

Крючатов Д.Н., Перельман И.Ф., Горохова Э.Р., Костин Ю.И. Опыт промышленного применения технологии радиоактивного каротажа с использованием короткоживущего радионуклида натрия-24 на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 93 С. 10-33.

Теленков В.М. Технология определения текущй нефтенасыщенности коллекторов при контроле разработки нефтегазовых месторождений Нижневартовского района // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2002. Вып. 98. С. 72-94.

Хаматдинов Р.Т,.Велижанин В.А,. Че¬ременский В.Г. С/О – каротаж – перспективная основа современного геофизиче¬ского мониторинга нефтяных месторождений // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2004. Вып. 125-126. С. 4-23.

Чертенков М., Макарычев М., Юсифов А.Опыт оценки ФЕС и насыщения пластов через обсадную колонну в Тимано-Печорской НГП// Технологии ТЭК, июнь 2007г.

Источник

Что такое насыщение скважины

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов с помощью комплекса нейтронных методов.

При бурении нефтяных скважин в результате спускоподъемных операций в прискважинной части в нефтеносных и газоносных пластах образуется газоводонефтяная эмульсия в ближней зоне за счет знакопеременных воздействий и нарушений геохимического равновесия в ближней части пласта. В водоносных пластах такой зоны не образуется из-за низкой растворимости газов в водоносных пластах.

Таким образом, наличие или отсутствие такого газа в прискважинной зоне пласта является диагностическим признаком нефтеносного или водоносного пластов.

Нейтронные методы имеют малый радиус исследования и хорошую чувствительность к «дефициту плотности и водородосодержанию» в ближней зоне.

Недостаток способа, используемого при работе известного каротажного прибора, заключается в невысокой информативности измерений и ограниченной области применения. Способ работоспособен при одинаковой плотности флюидов (нефть, вода) в поровом пространстве коллекторов. Изменение плотности углеводородных флюидов от газа (0,001-0,02 г/см) до нефти (0,8-1,0 г/см) приводит к увеличению спектральных интенсивностей гамма-излучения, в результате показаний прибора газоносные пласты будут квалифицироваться как водоносные.

Указанный метод информативен после расформирования зоны проникновения фильтрата бурового раствора. Расформирование зоны проникновения в зависимости от многих геолого-технических факторов происходит через 0,5-1,5 года, что является дополнительным фактором, сдерживающим широкое применение метода. Метод также предполагает насыщение водоносных пластов высокоминерализованной пластовой водой с минерализацией по хлористому натрию более 50 г/л.

Здесь в качестве аналитических параметров, отражающих содержание хлора, в аппаратуре используются комплексные функционалы F(Cl), включающие распределение интенсивности потоков ГИРЗ в различных энергетических областях и интенсивности потоков тепловых нейтронов на двух зондах. Функционалы подобраны из расчета минимальной чувствительности к влиянию мешающих факторов (заполнение скважины и заколонного пространства, эксцентриситет колонны и т.д.) и максимального влияния содержания хлора.

Наряду с характером насыщения на зависимость F(Cl) существенно играет пористость. Для исключения влияния пористости для нефтеносных пластов в первом приближении функцию F(Cl) вычисляют следующим образом:

Известный метод применяется в основном в эксплуатационных скважинах старого фонда, где произошло расформирование зоны проникновения. Метод мало информативен на месторождениях нефти с закачкой пресных вод для поддержания пластового давления, так как пресная вода и нефть не содержат хлор и близки по ядерно-физическим свойствам. Метод осуществим с использованием высокоминерализованных пластовых вод.

Указанные геолого-технические факторы усложняют и искажают вычисление коэффициента нефтенасыщенности, что приводит к снижению точности и информативности метода.

Задачей заявляемого способа является расширение области применения, повышение его точности и информативности.

измерение спектральных интенсивностей ГИР3-I_СНГК, в условных единицах,

согласно изобретению указанные измерения производят в период схватывания цемента после промежутка времени 2-4 суток с начала цементирования ствола скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора,

измерение спектральных интенсивностей ГИРЗ-I_СНГК, в условных единицах,

согласно изобретению указанные измерения производят спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины, при этом строят кросс-плоты по зависимости:

На фиг.1 приведен кросс-плот типа для обсаженных скважин.

На фиг.2 представлен пример определения характера насыщения в коллекторах обсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).

На фиг.3 приведен кросс-плот для необсаженных скважин.

На фиг.4 дан пример определения характера насыщения в коллекторах необсаженной скважины по комплексу СНГК и 2ННКт в сравнении с данными по БК (боковой каротаж).

Суть заявляемого способа.

В силу большого различия ядерно-геофизических свойств в ближней зоне газа и пластовой воды, комплексом радиоактивных методов, включающим метод спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК) и нейтрон- нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт), уверенно выделяют зоны скопления газа в течение 2-4 суток после цементирования колонны или спустя 2-4 часа после поднятия бурового инструмента из скважины.

В случае наличия в разрезе нефтегазовых скважин коллекторов с различной пористостью строятся кросс-плоты типа:

Характерно, что отношение не зависит от минерализации пластовых вод и тесно связано с пористостью пластов.

После построения кросс-плота типа производится аппроксимация нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(K_п) 2 ±в·F(K_п)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп). Квадратичная зависимость выведена в результате экспериментальных работ с моделями пластов и рассчитывается по расположению нижних точек на кросс-плотах.

В дальнейшем производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):

Пример выполнения способа.

Способ осуществляется с помощью аппаратуры СПРК-90 (разработана ОАО НПП «ВНИИГИС» совместно с ЗАО НПО «ГИТАС»), в которой реализована спектрометрическая модификация метода СНГК и метод 2ННКт.

Строят кросс-плоты типа:

После построения кросс-плота типа производят аппроксимацию нижних точек квадратичной функции типа F(вп)=a·F(K_п) 2 ±в·F(K_п)+с, соответствующих водоносным пластам с фильтратом бурового раствора F(вп).

Пример записи кросс-плота для обсаженных скважин приведен на фиг.1.

Пример записи кросс-плота для необсаженных скважин приведен на фиг.3.

Далее производится вычисление функции, отражающей «дефицит плотности и водородосодержания» в ближней зоне F(дп):

На фиг.2 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в обсаженной скважине.

На фиг.4 представлены конкретные значения F(дп) по глубине, характеризующие характер насыщения пластов в необсаженной скважине.

Все математические расчеты, необходимые для получения конечных результатов, заложены в алгоритмах программ, используемых в аппаратуре СПРК-90.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Выделение поровых пластов-коллекторов, разделение их по характеру насыщения и определение эффективных и нефтегазонасыщенных толщин

При определении h эф порового коллектора в терригенном и карбонатном разрезах в скважине, пробуренной на РВО, решаются следующие задачи:

1) выделение коллекторов;

2) разделение их по характеру насыщения с одновременным установлением положения ВНК, ГВК, ГНК;

3) определение hэф в каждом пластовом пересечении продуктивного коллектора.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО

Поровые коллекторы выделяют по данным ГИС на основе:

Качественные признаки порового коллектора

Эти признаки обусловлены проникновением фильтрата глинистого раствора в коллекторы и формированием (или расформированием) во времени возникающей зоны проникновения.

Используют следующие признаки, установленные по данным комплекса ГИС в необсаженной скважине:

1.Сужение ствола необсаженной скважины против пласта-коллектора вследствие образования глинистой корки на границе скважина – коллектор;

2.Превышение показаний потенциал-микрозонда rк пз над показаниями градиент-микрозонда rк гз (рис. 4);

3.Наличие радиального градиента сопротивления, устанавливаемое путем сравнения показаний однотипных разноглубинных зондов или приближенных значений rп.

Все эти признаки являются надежными, если скважина бурилась на пресном глинистом растворе (rс ³ 0,5 Ом м).

Рис. 4 Пример выделения коллекторов (показаны точками) по данным стандартного комплекса ГИС

Повторные замеры ГИС

Коллекторы можно выделить по материалам повторных замеров ГИС в основном в открытом стволе. В открытом стволе проводят повторные замеры трехэлектродными, экранированными и индукционными зондами.

Для выделения коллекторов используют диаграммы одного и того же зонда, зарегистрированные через разное время после вскрытия изучаемого интервала разреза при бурении.

Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний данного зонда.

Изменение показаний зонда в интервале пласта отражает формирование зоны проникновения в породе-коллекторе во времени.

Замеры выполняют по усложненной программе, т.е. между первым и последующим замером предусмотрено дополнительное воздействие на породы:

исследование (каротаж) – воздействие – исследование (каротаж).

2 способа воздействия:

1. Метод двух растворов или активаторов:

Замена бурового раствора другим с заданными физическими свойствами (изменение удельного электр.сопротивления или радиоактивности раствора).

В качестве метода ГИС можно использовать метод сопротивлений при изменении удельного сопротивления rс, гамма-метод при изменении радиоактивности и т.п.

Создание дополнительной репрессии или депрессии в интервале исследования (более интенсивное формирование или расформирование зоны проникновения в коллекторах).

Коллекторы выделяют в интервалах изменения показаний повторного замера по сравнению с предыдущим при постоянстве показаний во вмещающих породах-неколлекторах.

Повторные замеры используют для выделения в разрезе сложных коллекторов.

Количественные критерии выделения поровых коллекторов

Использование количественных критериев выделения основано на предпосылках:

1) поровые коллекторы отличаются от вмещающих пород-неколлекторов величинами проницаемости, пористости, глинистости и связанных с ними геофизических параметров;

2) существует кондиционное значение одного из параметров для каждого геологического объекта, которое делит породы на коллекторы и неколлекторы.

Кондиционные значения параметров устанавливаются тремя способами:

3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК.

1.Статистический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии подготовке месторождения к разработке при большом количестве опробованных интервалов.

Кондиционные значения устанавливаются на основе анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученных с испытателями на трубах в открытом стволе или при перфорации обсаженной скважины.

Для нефтеносных пластов:

qуд = Qн / (Р пл – Рс). hэф,

где: Qн – суточный дебит;

Р пл – пластовое давление;

Рс – давление в стволе скважины при испытании;

hэф – эффективная толщина объекта испытания

Рис. 5. Определение кондиционного значения параметра aсп конд по сопоставлению aсп с коэффициентом удельной продуктивности q уд

Для газоносных объектов:

qуд = Qг / (Р2пл – Р2с). hэф.

2.Петрофизический способ определения кондиционных значений параметров используется на стадии оценки месторождения при условии бурения специальной базовой скважины (полный отбор и детальное изучение керна, расширенный комплекс ГИС).

Кондиционные пределы устанавливаются по результатам анализа петрофизических связей коллекторских свойств и геофизических параметров с коэффициентом остаточной (несжижаемой) водонасыщенности kв.о. (рис. 6).

К коллекторам относятся породы в карбонатном и терригенном разрезах с

Рис. 6. Определение кондиционного значения коэффициента открытой пористости kп.о.конд. по корреляционной связи между параметрами kв.о. и kп.о.

3.Гидродинамический метод (каротаж) ГДК определения кондиционных значений параметров.

Данные получают с помощью прибора АИПД, созданного на базе опробователя на кабеле, и представляют в виде профилей значений коэффициента эффективной проницаемости (рис. 7).

Можно выделить прослои неколлекторов и определить эффективную толщину коллектора.

Рис. 7. Выделение коллекторов по материалам гидродинамического каротажа ГДК, полученным аппаратурой АИПД.

1 – коллектор; 2 – неколлектор; 3 – плотные доломиты; 4 – аргиллиты

РАЗДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РВО, ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ

Выделенные в разрезе поровые коллекторы по данным ГИС разделяют на водоносные, с одной стороны, и на нефтеносные и газоносные, с другой.

Существует 3 способа разделения поровых коллекторов по характеру насыщения:

1.Способ граничных значений параметров;

3.Способ радиального градиента сопротивления.

Способ граничных значений параметров

При этом способе характер насыщения определяют по следующей схеме:

1.Определение удельного сопротивления rп неизменной части коллектора.

2.Расчет удельного сопротивления rвп коллектора при условии полного насыщения его пластовой водой:

где: Рп – пористость породы.

3.Сравнение значений rвп и rп,

4.Для установления промышленной продуктивности сравнивают значения rп и rп гр.

Коллектор с остаточной нефтегазонасыщенностью – rвп

Граничные значения rп гр, Рн гр, kв гр. устанавливаются двумя способами:

2.Петрофизический способ состоит в совместном анализе зависимостей

Р н = f(k в), Р п = f(k п о), К во = f(k по) и коэффициентов фазовой проницаемости k пр.н, k пр.г, kпр.в от k в.

Объект представлен коллектором одного класса.

Устанавливается характер насыщения (продуктивность и водоносность) или положение ВНК и ГВК.

Этот способ разделения поровых коллекторов основан на сравнении значений rвп и rп по разрезу.

Способ применяют в следующих вариантах:

1.Непрерывная поточечная количественная интерпретация диаграмм метода сопротивлений и методов пористости (построение и совмещение графиков)

rвп = f(Н) и rп = f (Н), где Н – глубина). rп > rвп

2.Совмещение методом наложения кривых эффективного сопротивления rэф фокусированного зонда большой глубинности с одним из методов пористости (превышение показаний rэф ).

Способ радиального градиента сопротивления

Сущность способа заключается в использовании радиального градиента rдля разделения коллекторов на продуктивные и водоносные.

Для разделения коллекторов на нефтегазоносные и водоносные используют следующие приемы:

1) сопоставление приведенных значений удельного сопротивления r, рассчитанных по диаграммам малого r1 и большого r2 зондов.

2) сравнение методом наложения диаграммы r двух разноглубинных фокусированных зондов (в одном логарифмическом масштабе сопротивлений).

Таким образом, в скважинах, пробуренных на РВО, при определении продуктивности и водоносности коллекторов в основном используют данные метода сопротивлений при условии комплексной интерпретации материалов ГИС.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В РАЗРЕЗЕ СКВАЖИНЫ, ПРОБУРЕННОЙ НА РНО, И РАЗДЕЛЕНИЕ ИХ ПО ХАРАКТЕРУ НАСЫЩЕНИЯ

Для выделения таких коллекторов используются:

1) количественные признаки выделения коллекторов с использованием методов пористости (НМ, ГГМ, АМ) и глинистости (ГМ) (применение диэлектрического, нейтронного, гамма-гамма методов).

2) способ разделения по удельному сопротивлению с использованием граничных значений rп гр., Рн гр, k в гр.

Существуют следующие ограничения:

а) величина rп определяется только по диаграмме индукционного зонда;

б) способ сопоставления rп и kп о снижается из-за влияния на показания методов НМ, ГГМ, АМ газонасыщения.

Появляется дополнительная возможность разделения коллекторов:

• в нефтеносных отложениях по данным методов диэлектрической проницаемости ДМ, импульсного нейтронного ИНМ (по методу сопротивления);

• в газоносных отложениях – по данным ДМ, НМ, ГГМ

При разделении нефтеносных и газоносных коллекторов по данным ГИС решаются задачи:

• установление положения газожидкостного контакта (ГЖК) и выделение газоносных и нефтеносных коллекторов, если ГЖК соответствует ГНК);

• проведение исследований ГИС в скважине, пробуренной на РНО, с последующей заменой на РВО и выполнение комплекса ГИС.

Газоносность определяется при изменении показаний ГГМ и НМ при постоянстве этих показаний в нефтеносных, водоносных коллекторах и неколлекторах.

ВЫДЕЛЕНИЕ ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ СПЕЦИАЛЬНЫХ ГИС, ВЫПОЛНЕННЫХ В ОБСАЖЕННОЙ СКВАЖИНЕ

Специальные ГИС проводят в отдельных скважинах с целью:

• выявления при доразведке пропущенных продуктивных коллекторов;

• установления ГНК в газовой залежи с нефтяной оторочкой или нефтяной залежи с газовой шапкой.

Для нефтяных коллекторов – импульсные нейтронные методы (контроль за перемещением ВНК на крупных разрабатываемых месторождениях нефти).

Для газоносных коллекторов – стационарные нейтронные методы (выявление пропущенных при разведке газоносных коллекторов, установления ГНК).

Задача разделения на нефтеносные и газоносные пласты решается при повторных исследованиях НМ, выполняемых по специальной программе:

• первый замер – до обсадки;

• второй – непосредственно после спуска колонны;

• третий и последующие – через различное время после спуска колонны.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭФФЕКТИВНЫХ И НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ТОЛЩИН ПОРОВЫХ ПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

При определении эффективной толщины нефтегазонасыщенных коллекторов встречаются следующие варианты.

Однородный коллектор с однородным насыщением

Пласт, не содержащий прослоев неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.

h эф = h газ

Неоднородный коллектор с однородным насыщением

Пласт, содержащий прослои неколлектора, полностью насыщен только нефтью или только газом.

Прослои-неколлекторы выделяются по комплексу ГИС.

Однородный коллектор с неоднородным насыщением

Пласт не содержит прослоев неколлектора, но насыщен различными флюидами.

• нефтеводяной пласт, контакт нефть – вода четкий (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).

h эф неф – толщина нефтенасыщенной части.

• нефтеводяной пласт с переходной зоной (ВНК – нижняя граница зоны нефтенасыщения).

h эф – интервал между кровлей пласта и ВНК.

• газоводяной пласт с четким контактом или переходной зоной

Определение ГВК и h эф. г аналогичны определению ВНК и h эф неф

•газонефтяной пласт (ГНК – по данным повторных замеров НМ в колонне).

• газонефтеводяной пласт с наличием ГНК и ВНК (положение ГНК и ВНК определяется теми же методами).

Источник