Комплексы методов ГИС при определении ВНК

В необсаженных скважинах положение водонефтяного контакта (ВНК) определяется методом сопротивлений (КС,БК,БКЗ,ИК,ВДК) и реже другими методами по признакам, отличающим нефтегазоносные коллекторы от водоносных.

В пределах интервала каротажных диаграмм соответствующих нефтегазонасыщенному пласту ВНК может быть отнесён к следующим точкам [5]:

1) на кривой кажущегося сопротивления определённого с помощью последовательного градиент-зонда к точке, расположенной на половину длины между парными электродами ниже точки максимальной величины кажущегося удельного сопротивления;

2) на кривой потенциал-зонда - к точке, находящейся на половину длины зонда ниже точки наибольшего значения градиента кажущегося сопротивления, или к точке, в которой

(48)

где - максимальное кажущееся сопротивление в нефтеносной части коллектора и кажущееся сопротивление в его водоносной части около начала подъема кривой ;

3) на кривой потенциал-микрозонда - к средней точке участка подъема кривой кажущегося удельного сопротивления, определяющего переход от водяной части коллектора к нефтяной;

4) на кривой трехэлектродного экранированного зонда (БК) к точке, в которой

(49)

где - максимальное эффективное сопротивление нефтеносной части пласта и эффективное сопротивление в водоносной его части вблизи начала подъема кривой

5) на кривой семиэлектродного экранированного зонда (БК) к точке, расположенной на расстоянии размера зонда ниже точки среднего значения , находящейся на участке подъема кривой эффективных сопротивлений;

6) на кривой проводимости индукционного зонда в точке, для которой

(50)

Использование нейтронных методов определения положения ВНК в необсаженной скважине малоэффективно из-за проникновения в пласт фильтрата пресного глинистого раствора, а в пластах, вскрытых перфорацией,— вследствие перемешивания воды с глинистым раствором, находящимся в скважине, из-за наличия конусов обводнения.

В скважинах, как обсаженных стальными колоннами так и не обсаженных, положение водонефтяного контакта устанавливается нейтронными методами и методами наведенной гамма-активности.

Контроль за разработкой перфорированных пластов с подошвенной водой заключается в определении текущего положения ВНК и в выяснении причин обводнения. Обводнение скважин через перфорационные отверстия возможно по следующим причинам:

1) естественный подъем ВНК в процессе эксплуатации и достижением перфорационных отверстий;

2) подтягивание конуса подошвенной воды;

3) приток воды по прискважинной части коллектора через некачественное цементное кольцо;

4) вытеснение нефти вдоль напластования водой по наиболее проницаемым прослоям.

При содержании хлора в пластовых водах породы, превышающем -5 кг/м³, положение водонефтяного контакта наиболее успешно устанавливается комплексом нейтронных методов (НГК, ННК, ИННК, ИНГК.

Показания НГК против водоносной части пласта завышаются при этом в среднем на 15—20 %, а показания ННК-Т — занижаются на ту же величину.

Импульсный нейтронный каротаж по сравнению со стационарными нейтронными методами является более результативным при определении' местоположения ВНК и контроле за его продвижением.

Различия в показаниях ИНК против нефтеносной и водоносной частей пласта почти в 10 раз больше, чем на диаграммах НГК и НК-Т. В высокопористых и однородных пластах импульс-методом возможно контролировать перемещение ВНК даже относительно невысокой (30—35 г/л) минерализации пластовых вод, что недоступно для стационарных нейтронных методов.

Использование импульсных методов основывается на изучении изменений во времени характера насыщения неперфорированных и перфорированных пластов.

Обводнение нефтяных пластов опресненной водой существенно снижает эффективность разделения нефтеносных и водоносных пластов импульсными методами.

При законтурном и внутриконтурном обводнении возможно горизонтальное перемещение нефти и пластовой воды. Это характерно в первую очередь для литологически неоднородных пластов. В результате ранее водоносные или обводненные пласты могут оказаться нефтенасыщенными, а высокоминерализованные пластовые воды — замещенными пресными. На диаграммах ИНК нефтеносные пласты, как и насыщенные пресной водой, будут отмечаться практически одинаковыми высокими показаниями.

Для решения задачи определения ВНК,ГНК, ГВК в таких случаях применяют различные приемы. Наиболее распространённым является способ использования комплекса стационарных и импульсных нейтронных методов.

Способ основан на свойствах цементного камня аккумулировать хлор из пластовых вод и сохранять повышенное осолонение после замещения пластовой воды нефтью (отсутствие десорбции ионов хлора).

Сохранение осолоненного цемента против нефтеносного пласта при используемых задержках t_a мало влияет на показания ИННК, и пласт отмечается максимальными значениями.

Слой цемента имеет превалирующее влияние на показания НГК и ННК-Т из-за малого радиуса исследования, и его осолонение приведет к тому, что независимо от характера насыщенности пласт зафиксируется как водоносный. Это различие в показаниях стационарных и импульсных методов положено в основу, как для оценки характера насыщенности, так и выявления наличия затрубного движения воды.

При замещении пластовых минерализованных вод пресными (законтурными) происходит вымывание солей из цементного камня, что вызывает его опреснение. В результате напротив водоносного пласта показания импульсных методов изменятся.

Решение задачи определения ВНК, ГНК, ГВК возможно также путем комплексирования импульсных нейтронных методов с другими геофизическими исследованиями (термометрией, дебитометрией, плотнометрией, влагометрией, резистивиметрией и т. п.).

По данным гамма-каротажа можно получить дополнительную информацию о характере обводнения нефтегазоносного пласта и об источнике обводнения как в случае отсутствия поддержания пластового давления нагнетанием воды в пласт, так и при поддержании пластового давления водой любой минерализации.

Использование данных гамма-каротажа для решения этой задачи базируется на том, что во многих случаях подошвенные и приконтурные воды нефтяных залежей обладают повышенной радиоактивностью. В этих водах содержание радия может быть на два-три порядка выше, чем в водах пе­риферийных водоносных пластов и в нефтях.

Более активное проявление повышенной радиоактивности вод продуктивных горизонтов возможно при обводнении скважины в результате затрубной их фильтрации между цементом и колонной или по трещинам цементного камня. Цементный камень обладает большой ионной емкостью и содержит в своем составе сильные сорбенты — окислы железа, алюминия и кремния. Радий, как и его химический аналог, барий, обладая высокой адсорбцион­ной активностью, способен адсорбироваться на поверхности це­мента в виде радиобарита при контакте с ним радиоактивных вод. В результате удельная концентрация радия в цементе на интер­вале передвижения пластовой воды по затрубному пространству отмечается радиогидрохимической аномалией, которая фикси­руется повышенными показаниями на диаграмме ГК.