Контрольная работа. контр.раб. по нефтепром.геофизике. Геофизические исследования скважин. Классификация методов гис. Физические поля, на которых основаны методы гис. Радиальные глубинности исследования основных методов
 Скачать 214.1 Kb.
|
|
Геофизические исследования скважин. Классификация методов ГИС. Физические поля, на которых основаны методы ГИС. Радиальные глубинности исследования основных методов. Геофизические исследования скважин (ГИС) — комплекс методов разведочной геофизики, используемых для изучения свойств горных пород в околоскважинном и межскважинном пространствах. А также для контроля технического состояния скважин. Геофизические исследования скважин делятся на две группы — каротаж и скважинную геофизику. ГИС выполняются для изучения геологического строения разреза, выделения продуктивных пластов (в первую очередь, на нефть и газ), определения коллекторских свойств пластов. В любом случае исследования ведутся с применением методов разведочной геофизики. В последние годы изучение магматических пород набирает стремительных оборотов. ГИС проводится на всех этапах геологоразведочных работ, которые касаются нефти и газа.  Физические поля, на которых основаны методы ГИС. Классификация методов ГИС может быть выполнена по виду изучаемых геофизических полей. Методы ГИС основаны на использовании тех же физических полей, что и методы полевой геофизики, т.е. это поля (гравитационное, магнитное, электроволновое (элетромагнитное), сейсмоволновое (сейсмо-акустическое), тепловые, радиационные и др. I. Электрические(электрометрия): a. Метод кажущегося сопротивления (КС) - Методы электрического каротажа, основанные на дифференциации горных пород по УЭС, называют методами сопротивления. Их реализуют с помощью измерительных установок — зондов. Существуют не фокусированные и фокусированные зонды. Электрический каротаж не фокусированными зондами получил название метода кажущегося сопротивления (КС). b. Метод сопротивления экранированного заземления (БК) -боковое каротажное зондирование (БКЗ); c. Электромагнитные методы: на высокой частоте. Индукционный метод – до 60кГц.измеряет проводимость. Метод волновой проводимости (ВМП) – до 40-60 МГц. d. Диэлектрические методы. Измеряют (во сколько раз напряжённость в данном диэлектрике меньше напряжённости поля в вакууме) e. Метод потенциалов собственной поляризации (СП). Изучение естественных электрических полей, возникающих в результате физико-химических процессов диффузии солей в растворах электролитов, фильтрации жидкости. -резистивиметрия; -метод вызванных потенциалов (ВП); -индуктивный метод (ИМ); II. Радиоактивные (радиометрия) a. Гамма методы: Гамма-каротаж (ГК) — один из комплексов методов исследований скважин радиоактивными методами. ГК исследует естественную радиоактивность горных пород по стволу скважин. 1. Естественной радиоактивности (ГМ). 2. Спектрометрический ГМ. 3. Рассеянного γ-измерения. b. Нейтронные методы: Сущность нейтронных методов каротажа сводится к облучению горных пород нейтронами и регистрации либо, вторичного гамма-излучения возникающего при радиационном захвате нейтрона ядром вещества породы метод НГК(нейтронный гамма-каротаж), либо потока нейтронов первичного излучения дошедших до детектора-методы ННК(нейтрон-нейтронный каротаж).Оба метода можно использовать при определении водородо содержания в породе, её пористости. Гамма-гамма каротаж (ГГК) основан на измерении характеристик гамма-излучения, возникающего при облучении горных пород внешними источниками гамма-излучения. 1. Стационарный (ННМНТ, ННМТ, НГМ). 2. Импульсный (ИНМТ, ИНГМ). III. Термометрия: a. Метод естественного теплового поля. b. Метод искусственного теплого поля. IV. Акустические(АК): К ним относятся различные виды каротажа основанные на изучении естественного гамма-излучения и взаимодействия вещества горной породы с наведенным ионизирующим излучением. a. Метод естественных акустических полей (выделение газоотдающих интервалов путём регистрации шумов при поступлении газа в скважину; определение характера проходимых пород по спектру колебания бурового инструмента). b. Метод искусственных акустических полей (изучение скорости распространения и затухания). V. Геохимические: a. Газометрия (содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхности). b. Люминесцентно-битуминологический метод (обнаружение битумов в шламе по их люминесценции под действием ультрафиолетовых лучей). VI. Геолого-технологические исследования в процессе бурения: a. Детальный механический каротаж. b. Методы энергоёмкости (по затрату энергии при бурении). c. Метод изучения гидравлической системы скважина-пласт VII. Методы изучения технологического состояния скважины: a. Кавернометрия, профилеметрия (изменение диаметра скважины). b. Инклинометрия (угол отклонения скважины от вертикали). c. Цементометрия (уровень подъёма цемента, качество цементирования). d. Контроль за техническим состоянием колонн. VIII. Методы исследования при испытании и опробовании скважин: a. Прострелочно-взрывные работы. b. Отбор образцов пород из стенок скважины. c. Отбор пластовых флюидов. IX. Методы исследования при контроле за разработкой и эксплуатацией месторождения: a. Дебитометрия. b. Плотностнометрия. c. Диэлькометрия. d. Притокометрия. В зависимости от времени проведения исследований и этапа освоения месторождения методы ГИС делятся на: выполняемые в процессе бурения, после процесса бурения, в открытом стволе и обсаженной скважине. Краткий обзор развития нефтепромысловой геофизики. Задачи, решаемые геофизическими исследованиями в нефтяных и газовых скважинах. Начало геофизическим исследованиям скважин было положено температурными измерениями, проведенными Д.В.Голубятниковым на нефтяных месторождениях Баку в 1906-1913 гг. Широкое развитие геофизических методов исследований скважин началось с внедрения метода кажущегося сопротивления, предложенного братьями К. и М. Шлюмберже. Этот метод был опробован во Франции в 1926-1928 гг., а затем в 1929-1930 гг. в СССР. С 1931 года метод кажущегося сопротивления был дополнен измерением потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля. В 1933 г. В.А.Соколовым, И.М.Бальзамовым и М.В.Абрамовичем был предложен газовый каротаж, в 1934 г. В.А.Шпаком, Г.В.Горшковым, Л.М.Курбатовым и А.Н.Граммаковым -гамма-каротаж, в 1935 г. В.И.Гояном и Г.М.Минизоном - механический каротаж, в 1941 г. - Б.М.Понтекорво - нейтронный каротаж. В 1946 г. В.Н.Дахнов предложил метод сопротивления экранированного заземления. Аналогичная аппаратура была разработана примерно в это же время фирмами “Шлюмберже” и “Халибартон”. В 1948 г. фирмой “Хамбл ойл энд рифайнинг компани” был создан первый образец аппаратуры акустического метода. В 1948-1953 гг. в США под руководством Г.Долля был разработан ряд эффективных модификаций электрического каротажа - боковой и индукционный методы, метод микрозондирования, которые заняли в настоящее время важное место в комплексе исследования скважин. С 1931 г. начали применять инклиномер для определения искривления скважин. В 1932-1935 гг. были разработаны первые стреляющие перфораторы, боковые грунтоносы и торпеды, которые стали широко применяться в нефтепромысловой практике. В 1935 г. советскими геофизиками С.Я.Литвиновым и Г.Н.Строцким был предложен метод кавернометрии скважин. Задачи, решаемые геофизическими исследованиями в нефтяных и газовых скважинах. 1. Изучение разрезов скважин: расчленение горных пород, слагающих разрезы скважин; определение глубин залегания пластов и их мощностей; выделение коллекторов; оценка насыщенности коллекторов; корреляция разрезов скважин. 2. Оценка коллекторских свойств пород: коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости коллекторов; оценка коэффициентов первоначального и остаточного нефтегазонасыщения коллекторов, коэффициентов вытеснения нефти и газа. 3. Подсчет запасов нефти и газа для месторождения. 4. Контроль за эксплуатацией нефтяных и газовых месторождений: определение положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов и контуров нефтегазоносности. 5. Контроль технического состояния скважины: определение технического состояния колонны; контроль гидравлического разрыва пласта. 6. Проведение прострелочных и взрывных работ в скважине. 7. Опробование пластов и отбор образцов пород со стенок скважины. 3.1. Микрокаротаж. Физические основы. Регистрируемые параметр, единица измерения, технические особенности, область применения, интерпретация данных каротажа. Микрокаротаж основан на измерении кажущегося удельного электрического сопротивления прискважинной зоны двумя микрозондами (градиент – микрозондом и потенциал – микрозондом ), установленными на прижимном изоляционном башмаке. Также метод микрокаротажа регистрирует кривую среднего диаметра. Радиус исследования градиент-микрозонда приблизительно равен его длине (3,75 см), а потенциал-микрозонда в 2-2,5 раза больше его длины, т. е. составляет 10-12 см. Вертикальная разрешающая способность метода: микроградиент зонд – 4 см, микропотенциал зонд – 5 см; горизонтальная разрешающая способность метода: микроградиент зонд – 4 см, микропотенциал зонд – 10 см. Условия применения метода: - скважины необсаженные, вертикальные и слабонаклонные, заполненные пресной жидкостью; - ограничением в применении метода является существенное изменение диаметра и формы сечения ствола скважины, а также наличие раствора в скважине с удельным электрическим сопротивлением менее 0,05 Ом*м; - ограничениями в применении метода являются растворы на углеводородной основе; Применение: - определение электрического сопротивления части пласта, непосредственно прилегающей к скважине, и детального расчленения разреза; - выделение коллекторов, литологическое расчленение разреза; - определение эффективной толщины пластов; - определение удельного электрического сопротивления промытой зоны; - оценка сопротивления промывочной жидкости в интервале каверн; - разреза с высокой точностью; -определение кривой среднего диаметра. Кривые микрокаротажа являются основными для обнаружения и выделения проницаемых пластов. С помощью микрокаротажа возможно найти отметку кровли и подошвы проницаемых и пористых коллекторов, определять нефтенасыщенные пропластки, дифференцировать горные породы по разрезу. Поскольку электроды постоянно прижаты к стенке скважины, вследствие большой четкости результатов микрокаротажа можно получить четкие диаграммы, которые хорошо сопоставляются. Поскольку разнос зондов очень мал, кривые сопротивления микрозондов резко меняются на границах пластов, в связи с чем данные микрокаротажа крайне полезны для определения мощностей пропластков. Большинство микрозондов имеют вторую, опорную, лапу на противоположной стороне зонда. Одновременно с записью микрокаротажа записывается также расстояние между обеими лапами. Полученная каротажная кривая представляет собой детальную и точную запись диаметра скважины, которая служит для выделения каверн и глинистой корки, свидетельствующей о проницаемых пластах, пример кривой, записанной зондами микрокаротажа, показан на рисунке 1.  Рисунок 1. Пример диаграммы, записанной зондами МК Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах - также в неизученных ранее частях разреза. Выбор аппаратуры, характеристика и принцип действия. К3А-723 предназначен для проведения геофизических исследований в нефтяных и газовых скважинах. Он обеспечивает измерение кажущегося удельного электрического сопротивления пород зондами микрокаротажа (МК) и бокового микрокаротажа (БМК), а также среднего диаметра скважины. Применяется для исследования необсаженных скважин, заполненных промывочной жидкостью на водной основе. Отличается малыми габаритами, высокой производительностью и надёжностью, удобен в эксплуатации. Решает задачи электрического каротажа, выделения коллекторов, определения водо- и нефтенасыщенности. Схематическое изображение прибора К3-723 на рисунке 2.  Рисунок 2 - Схематическое изображение К3-723 Электроды микрозонда изготовлены из латунного стержня диаметром 10 мм и вмонтированы в резину башмака, которая изолирует их друг от друга, от корпуса и промывочной жидкости. Расстояние между электродами 2,5 см. Чтобы исключить влияние скважины на результаты изменения башмаки прижимаются к рычажным управляемым устройством. Результатами являются две кривые - записанные одновременно. Глубинность исследования микроградиент зонда примерно 4 см, а микропотенциал зонда - 12 см. Интерпретация диаграмм микрокаротажа заключается главным образом в оценке удельного сопротивления промытой части пласта. На показания МК высокопроводящая промывочная жидкость оказывает незначительное влияние, поэтому данный метод является неотъемлемой частью комплекса геофизических работ, выполняющихся в скважинах, которые бурятся на соленом растворе. Влияние промежуточного слоя на показания обычных микрозондов очень велико и сильно сказывается на величине КС. Это серьезно затрудняет интерпретацию данных микрокаротажа, которые поэтому используются только для качественной характеристики разреза скважины. 3.2. Определение коэффициента пористости по данным ГИС. Рациональная область и особенности применения каждого из методов, комплексная интерпретация.
Коэффициент пористости является одним из основных подсчетных параметров и определяется по данным керна и результатам интерпретации данных ГИС. От точности расчетов пористости зависит достоверность оценки запасов нефти. Коэффициент пористости коллекторов в соответствии с выполняемым комплексом ГИС определяется по данным метода сопротивления, по данным метода потенциалов собственной поляризации (ПС), по данным нейтронных методов (НКТ, НГК), гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-П) и акустического (АК). Основными методами определения коэффициентов пористости являются три независимых метода: -стационарный нейтронный метод НМ -акустический АМ –гамма-гамма плотностной метод ГГМ-П Показания этих методов определяются величиной коэффициента пористости и вкладом глинистого материала, присутствующего в г.п. В связи с этим при решении задач определения пористости по данным этих методов следует произвести учет влияния глинистого вещества в полезный сигнал каждого из них. Для этих целей необходимо оценить содержание глинистого материала в породе по показаниям методов ГИС и располагать информацией о свойствах глинистых минералов в породе – их минеральном составе и петрофизических свойствах, что определяется по результатам изучения образцов керна. Определение коэффициента пористости по данным метода ПС При исследованиях скважин методом потенциалов собственной поляризации (ПС) изучают естественные электрические поля, возникающие в скважине и породах в результате физико-химических процессов — диффузии солей в растворах электролитов, фильтрации жидкости, окислительно-восстановительных реакций. Эти процессы порождают потенциалы диффузионные, течения, окислительно-восстановительные. Главную роль в формировании естественных электрических полей в скважине, заполненной буровым раствором на водной основе, играют потенциалы диффузионного происхождения. Метод весьма прост в технике исполнения. Исследования методом ПС проводят, регистрируя потенциалы естественного поля, то есть регистрируют диаграмму изменения по разрезу скважины разности потенциалов между электродом, перемещающимся по стволу скважины, и неподвижным электродом, расположенным на земной поверхности близ устья скважины. Метод ПС наиболее эффективен в песчано-глинистых разрезах. В терригенном разрезе при незначительном изменении минерализации пластовых вод на диаграммах потенциала собственной поляризации можно выделить породы слабо-глинистые или не содержащие глинистого материала, породы со средней степенью глинистости, сильно глинистые породы и глины. Для пород первой группы характерно максимальное отклонение кривой ПС от линии глин. К этой группе относятся чистые и слабо-глинистые пески и песчаники, алевриты и алевролиты, песчаники и алевролиты с карбонатным цементом, кварциты и кварцитоподобные песчаники с силикатным цементом. Пласты, выделяемые по максимальной аномалии Uпс, можно разделить на коллекторы и коллекторы низкого качества, привлекая для этого данные других методов ГИС — микрозондирования, нейтронного гамма-метода. Например, плотные песчаники с карбонатным цементом, характеризующиеся максимальной амплитудой ПС, на диаграммах микроградиент- и микропотенциал-зондов, а также кривых НГМ отличаются высокими показаниями. Как правило, это чистые глины и алевролиты с высоким содержанием глинистого цемента, который по степени уплотненности и минералогическому составу практически не отличается от вмещающих глин. Таким образом, кривая ПС является надежным средством выделения в терригенном разрезе проницаемых песчаных пластов, в ряде случаев она позволяет оценить относительную глинистость пород. Определение коэффициента пористости по данным нейтронного каротажа. Величину коэффициента пористости как в простом межзерновом, так и в сложном коллекторе с присутствием пор любой морфологии, открытых и закрытых, определяют по данным стационарных нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т) и гамма-гамма- метода. Нейтронные методы исследования скважин основаны на различной способности горных пород рассеивать и поглощать нейтроны. Нейтронные свойства пород характеризуются длиной замедления и длиной диффузии. Длина замедления уменьшается с увеличением суммарного водородосодержания среды. Наименьшие длины замедления наблюдаются в породах с большим водородосодержанием. Диффузионная длина убывает с увеличением водородосодержания и содержания в породах элементов с аномально высокими ядерными сечениями захвата. В осадочных породах и пластовых водах наиболее распространенным из этих элементов является хлор. Длина замедления и диффузионная длина зависят также от минерального и химического состава скелета породы. Нейтронные методы позволяют решать следующие задачи: литологическое расчленение разреза; определение пористости пород; определение положения газожидкостного контакта. Методы ННМ-Т и НГМ позволяют определить местоположение водонефтяного контакта при значительной минерализации пластовых вод и небольшой зоне проникновения, а также в обсаженных скважинах на основе наблюдений за расформированием зоны проникновения. Существуют приборы двух типов, позволяющие производить измерения в скважинах — однозондовые и двухзондовые. Последние по сравнению с однозондовыми менее подвержены влиянию скважинных условий и поэтому позволяют повысить точность и надежность исследований. Скважинный прибор нейтронных методов имеет источник и один или два индикатора того или иного излучения. Расстояние от источника до середины индикатора есть длина зонда. Нейтронный гамма каротаж (НГК) основан на измерении вторичного γ- излучения, возникающего в горных породах в результате взаимодействия нейтронов, испускаемых источником с ядрами элементов пород. Для производства НГК в скважину спускают такой же снаряд, как и при ГК. Источником нейтронов служит смесь полония и бериллия. Расстояние от источника до середины индикатора (счетчика) называется длиной радиоактивного зонда (40–45 см большой зонд) и измеряется в сантиметрах. γ-лучи испускаемые полонием проникают в ядра бериллия и выбивают из них нейтроны. Нейтроны со скоростью 10–15 тыс. км/с и энергией 10 Мэв проникают через стальную обсадную колонну и цементное кольцо в породу, в результате столкновения нейтронов с ядрами элементов, составляющих породу они теряют свою энергию становятся медленными (тепловыми) с энергией 0,025 электрон вольт и скоростью 2400 м/с вследствие передачи ядру части кинетической энергии присущей нейтрону. Процесс передачи нейтронов породе состоит из двух процессов- процесса рассеивания и захвата. Эти процессы характеризуются эффективным сечением рассеивания 𝜎р и эффективным сечением захвата 𝜎з. Вероятность захвата тепловых нейтронов обратно пропорциональна их скорости, а вероятность рассеивания от скорости не зависит. В породе замедление нейтронов происходит благодаря столкновению с ядрами водорода, что вызывает их рассеивание. Движение нейтрона происходит до тех пор, пока он не будет захвачен с ядром породы. В среде содержащий водород и хлор медленные нейтроны им весьма малые пробеги не диффундируют далеко от точки, где они стали тепловыми. Это приводит к тому что при движении прибора, регистрируемого вторичное γ-излучение вдоль скважины показания индикатора изменяются в зависимости от содержания Н2 и Cl в окружающих породах. Получаемая при этом кривая характеризует изменение общей интенсивности вторичного γ- излучения с глубиной и называется кривой нейтронного-гамма каротажа и складывается из интенсивности γ-лучей вторичного γ-излучения I1 возникающего в результате взаимодействия 13 нейтронов на породу, I2 — интенсивности рассеянного γ-излучения возникающего в результате облучения стенок скважины γ-лучами, I3 — интенсивность γ-излучения обусловленная естественной радиоактивностью пород. На величину вторичного γ-излучения влияют коэффициента поглощения нейтронного потока слоем вещества, от содержания водорода и хлора в породе, от химического состава породы. Таким образом, в качестве основных выводов можно сказать, что в терригенных коллекторах пористость определяется по методу потенциалов собственной поляризации (ПС), а в карбонатных — по нейтронному каротажу (НК). Комплексная интерпретация определения пористости по ГИС. Анализ этих сопоставлений показывает, что по всем методикам отличие Кп. ГИС от Кп. керн, в основном, в пределах 2,5%. Эффективность методик для определения пористости убывает в следующей последовательности: ПС, ГГМ-П, ГМ, НМ. Метод ПС является наиболее представительным для определения пористости т.к. коэффициенты пористости, определенные по керну и ГИС, имеют близкие значения. Погрешность определения Кп. ПС лежит в пределах у = ± 0,5%. Метод ГГМ-П, также является наиболее представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. ГГМ-П лежит в пределах у = ± 0,7% Методы ГМ и НМ являются не представительным для определения коэффициента пористости. Погрешность определения Кп. гк лежит в пределах у = ± 2,3%. Погрешность определения Кп. нк лежит в пределах у = ± 2,5% Таким образом, исходя из представленных материалов, при данном комплексе и качестве исследований скважин для определения Кп рекомендую использовать метод потенциалов собственной поляризации ПС, так как этот метод является наиболее информативным. Однако, нестабильность параметров (пористости) опорных пластов, а также возможность искажения кривых ПС влиянием фильтрационных потенциалов может осложнить интерпретацию и снизить достоверность определения пористости. Поэтому для более точного определения пористости рекомендую дополнять метод ПС методом ГГК-П. 4.1. Метод индукционной резистивиметрии. Индукционная резистивиметрия применяется: для определения состава флюидов в стволе скважины; выявления в гидрофильной среде интервалов притока воды, включая притоки слабой интенсивности; оценки минерализации воды на забое; установления мест негерметичности колонны; разделения гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяных эмульсий; определения капельной и четочной структур для гидрофильной смеси. Ограничения связаны с одновременным влиянием на показания индукционного резистивиметра водосодержания, минерализации воды, гидрофильного и гидрофобного типов водонефтяной смеси, температуры среды. Для гидрофобной смеси показания близки к нулевым значениям удельной электрической проводимости. Физические основы метода. Резистивиметрия основана на использовании электрических свойств водонефтяной смеси в стволе скважины: удельного электрического сопротивления или проводимости. Аппаратура. Скважинный индукционный резистивиметр представляет собой датчик проточно-погружного типа, состоящий из двух – возбуждающей и приемной – тороидальных катушек. Объемный виток индукционной связи образуется черех жидкость, находящуюся вокруг датчика. Существуют две модификации резистивиметров: а) бесконтактные индукционные резистивиметры, предназначенные для измерения удельной проводимости; б) одноэлектродные резистивиметры на постоянном токе для измерения удельного сопротивления. Требования, предъявляемые к индукционным резистивиметрам: - диапазон измерения удельной электрической проводимости - 0,1-30 См/м; - основная относительная погрешность — не более +5 %; - допустимый коэффициент нелинейности зависимости показаний от удельной электрической проводимости — не более ±5 %; - погрешность от изменений температуры — не более ±0,5 % на 10°С. Резистивиметрия является основным методом для различения двух типов смеси в скважине - гидрофильной (нефть в воде) и гидрофобной (вода в нефти). Это обусловлено существенным различием электрических свойств этих смесей. Гидрофильная смесь имеет удельное сопротивление (проводимость), близкое к воде, гидрофобная смесь - близкое к нефти. Индукционная резистивиметрия основана на измерении электропроводности жидкостного «объемного» витка связи методом вихревых токов. Индукционный датчик проточно-погружного типа содержит две тороидальные катушки, одна из которых возбуждает в исследуемой среде токи высокой частоты (100 кГц), а вторая принимает сигналы, пропорциональные удельной проводимости среды. Объемный виток связи создается цилиндрической колонкой жидкости, находящейся в измерительном канале датчика, и внешним объемом жидкости, омывающей датчик. Индукционная резистивиметрия при исследовании действующих эксплуатационных скважин применяется для решения следующих задач: а) определения местоположения ВНР в скважине (границ перехода смеси из гидрофильной в гидрофобную); б) установления структуры потока гидрофильной смеси с различным содержанием нефти; в) выделения в гидрофильной среде мест поступления в колонну воды с различной степенью минерализации. Достоинство индукционной резистивиметрии - возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализации воды. 4.2. Количественная оценка коэффициента текущей и остаточной нефтенасыщенности. В обсаженной скважине в настоящее время единственным методом оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности является методика ИННК. Оценка нефтенасыщенности по данным ИННК базируется на связи среднего времени жизни тепловых нейтронов с коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью исследуемых пород. На характер зависимости существенное влияние оказывают минерализация пластовой воды, состав минерального скелета, глинистость, химический состав нефти. Влияние этих факторов должно быть учтено или исключено. Методика количественной оценки текущей и остаточной нефтенасыщенности применима для песчано-глинистых коллекторов с гранулярной пористостью при разработке залежи в условиях естественного водонапорного режима или с поддержанием пластового давления за счет законтурной или внутриконтурной закачки пресных вод в начальной стадии обводнения, когда минерализация воды, вытесняющей нефть, близка к минерализации пластовой воды. Эффективное использование методики возможно при минерализации пластовой воды не менее 150 г/л NaCl и пористости пласта более 15%. Методика количественной оценки нефтенасыщенности может быть использована для качественной интерпретации (выделения нефтенасыщенных и обводняющихся пластов, а также степени их выработки) в условиях пониженной минерализации пластовых вод (30—100 г/л) и изменения пористости и глинистости в широких пределах (0,1 Оценка начальной нефтенасыщенности производится только в скважинах, пробуренных на растворах с нефтяной основой. При вскрытии пласта на водных растворах в связи с возможным стойким опреснением связанной воды в продуктивных пластах оценка начальной нефтенасыщенности. Методика количественной оценки нефтенасыщенности применима в условиях остановленных скважин при исследовании неперфорированных пластов или перфорированных, когда поступление жидкости из скважины в пласт не наблюдается. В условиях работающей скважины определение нефтенасыщенности возможно, если отсутствуют перетоки флюидов между пластами. Количественная оценка нефтенасыщенности основана на использовании опорных пластов с известными максимальными и минимальными значениями нефтенасыщения, что позволяет избавиться от существенных систематических погрешностей, связанных с различием между истинной и измеряемой величинами времени жизни тепловых нейтронов, а также неточностью знания некоторых параметров пласта. |