7.6. Определение начального и текущего положения внк, гнк, гвк по данным гис.
Определение по данным электрометрии положения ВНК в нефтенасыщенном пласте с переходной зоной проводят по установленно-му ранее критическому значению удельного электрического сопротивле-ния (УЭС) пласта (ρп*) или критическому значению параметра насыщения (Рн*), или критическому значению коэффициента водонасыщенности (Кв*). Для этого пределах коллектора по диаграммам электрометрии выделяют границы переходной зоны. Определяют максимальное удельное электри-ческое сопротивление (УЭС) пласта (ρп.max) в зоне предельной нефтенасы-щенности и УЭС пласта на уровне зеркала воды (ρвп). Соединяют прямо-линейно точки с координатами (ρп.max, H1) и (ρвп, H2), где H1 и H2 - глубины соответственно кровли и подошвы переходной зоны. На глубине, где ρп (Рн, Кв) в переходной зоне равно ρп* (Рн*, Кв*), проводят ВНК (рис. 1
В нефтенасыщенных пластах без переходной зоны водонефтяной контакт по данным электрических методов приурочен (рис.2
на кривой КС последовательного градиент - зонда с малой длиной зонда к точке максимума;
на КС потенциал - зонда и кривой трехэлектродного экраниро-ванного зонда БК - к точке резкого подъѐма кривой;
на кривой индукционного зонда — к точке середины спуска – подъѐма кривой.
Рис 1 рис 2
Газоводяной контакт устанавливается по данным электрометрии также как и ВНК, но кроме того по данным нейтронных методов (рис. 3, 4):
по увеличению показаний нейтронного каротажа (НГК, НКТ);
по увеличенным показаниям НГК или НКТ большого зонда по сравнению с малым зондом;
по наличию приращений на кривых нейтронного каротажа (НК), зарегистрированных в разное время зондом одной длины.
Газонефтяной контакт устанавливается по данным нейтронных ме-тодов (рис. 3, 4):
по увеличению показаний нейтронного каротажа (НГК, НКТ);
по увеличенным показаниям НГК или НКТ большого зонда по сравнению с малым зондом;
по наличию приращений на кривых нейтронного каротажа (НК), зарегистрированных в разное время зондом одной длины.
Рис 3 рис 4
Для контроля за перемещением внк – импульсный нейтронный каротаж (инк)
7.7. Способы определения коэффициента пористости коллекторов по комплексу гис.
По ПС. Суть м-да заключается в наличии зав-ти Кп.ч (чистого песчаника) и Кп гл от глубины залегания.
На диаграммах ПС опр-т положение линии глин и линии песч-в.
Традиционное обоснование опр-е Кп по αпс. Физ-е основы: αпс рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается. ( альфа пс=0 в глинах)
Нейтронный м-д:
Основан на прямой зависимости водородосодержания (пор.) в пластах, не содержащих глинистого материала и показаниями НГК. Поэтому с наибольшим успехом этот метод применяют для оценки пористости карбонатных отложений.
7.8. Способы определения коэффициента нефтегазонасыщенности по данным гис.
Геофизические методы позволяют определить коэффициенты водонасыщенности kв или объемной влажности wв продуктивного коллектора:
wв = k пуст . kв; wв = k по . kв.
По удельному сопротивлению rп продуктивного коллектора определяют kв, а затем рассчитываются значения kн для нефтеносного, kг для газоносного, kнг для нефтегазоносного коллекторов.
Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности по методу сопротивлений.
Необходимо наличие тесной связи параметра насыщения ГПы-коллектора с коэффициентом водонасыщенности kв.
Определение коэффициентов нефте- и газонасыщенности по данным диэлектрического метода.
Этим методом определяется величина диэлектрической проницаемости неизменной части продуктивного коллектора eп, а затем, используя петрофизическую связь, находим значение коэффициента объемной влажности wв, соответствующее известной eп При этом используются данные ДМ, полученные в скважине, пробуренной на РНО. Наиболее надежны значения kн и kг, определенные по данным ДМ в карбонатных и терригенных слабоглинистых коллекторах.
Определение коэффициента газонасыщенности по диаграммам стационарных нейтронных методов.
В газоносном коллекторе величина kг определяется по данным НМ, полученным в обсаженной колонне при расформированной зоне проникновения или в необсаженной скважине, пробуренной на РНО.
Величину kг по данным НМ определяют также в нефтегазоносных коллекторах с трехфазным насыщением, чтобы обеспечить раздельную оценку значений kн и kг, поскольку по данным метода сопротивлений определяется только коэффициент нефтегазонасыщенности kнг.
Определение коэффициента нефтенасыщенности по данным импульсного нейтронного метода.
Величина kн определяется по данным специальных исследований ИНМ при следующих условиях:
1.Коэффициент пористости ГПы-коллектора kпо > 20%;
2.Минерализация пластовой воды Св > 100 г/л;
3.Отсутствие в разрезе элементов с аномальными нейтронными свойствами.
Опыт определения величины kн по данным ИНМ в разрезах разведочных скважин ограничен скважинами, пробуренными на РНО.