Определение положений межфлюидных контактов, границ переходных зон

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение поданным ГИС или с использованием другой информации (например, по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедура повторяется снова с интервалом в 2 м и так далее до смены флюида или получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов; При решении задачи определения положения ВНК,ГВК,ГНК используется вся геолого-геофизическая и технологическая информация, полученная за весь период от начала строительства скважины.

Уровень ВНК, ГВК, ГНК определяется на всех стадиях подготовки и ввода скважины в эксплуатацию – до обсадки, после обсадки и после перфорации. В дальнейшем периодически проводятся ГИС исследования для контроля за изменением уровня ВНК, ГВК, ГНК.

По результатам анализа измерений проведённых в открытом стволе, после крепления скважин до перфорации, после перфорации, в процессе эксплуатации выявляются изменения в регистрируемых параметрах геофизических полей, на основании которых выявляются изменения связанные с изменением уровня ВНК, ГВК, ГНК ГВНК.

Положения водонефтяного, газоводяного и газонефтяного контактов устанавливаются методами сопротивления, нейтронными и нейтронно-активационными.

При определении межфлюидного контакта первоначально устанавливают его положение поданным ГИС или с использованием другой информации (например, по гипсометрическому положению контакта и кровли пласта). Первая точка испытания должна соответствовать глубине предполагаемого контакта. Если получена проба нефти или газа, то следующую точку ОПК намечают на 2 м ниже; если в пробе присутствует вода, то на 2 м выше. Если в новой точке испытания смена флюида не наблюдается, то процедура повторяется снова с интервалом в 2 м и так далее до смены флюида или получения смеси воды и углеводородов. Определение положения контакта, когда расстояние между участками с разным характером насыщенности составляет менее 2 м, проводят последующими опробованиями снизу вверх с шагом 0,5 м до первого появления в пробе углеводородов; Отбивка газожидкостного контакта при значительной толщине продуктивной части пласта возможна измерением пластовых давлений в предполагаемой переходной зоне методом ГДК. Исследуемые участки выбирают в проницаемых пластах выше и ниже предполагаемого контакта так, чтобы в каждой зоне было исследовано не менее 5 равномерно расположенных точек. Определение контакта проводят по изменению градиента пластового давления.

Для оценки характера насыщенности коллекторов толщиной более 4-х метров пласт исследуют первоначально в режиме ГДК с шагом 0,5-1 м от подошвы к кровле, далее среди исследованных участков выбирают наиболее проницаемые, по одному в подошвенной, кровельной и центральной частях пласта. После этого в режиме ОПК испытывают участок в подошвенной части пласта. Если из него получена проба нефти или газа без признаков пластовой воды, то пласт относят к продуктивному. При наличии в пробе пластовой воды последующим спуском опробуют кровельную часть пласта. Если при этом будет установлено наличие пластовой воды, то пласт считается водоносным. Если в кровельной части пласта получены нефть или газ, а в подошвенной — вода, то последующими опробованиями в переходной зоне уточняют положение межфлюидного контакта;