Комплекс гис

1) КС, ИК, ПС, ГГК-П, ГК, НГК, АК, Кав.

Показания ПС (мл В) (слева направо) песчан- плотн карбонаты, опоки, алевролиты- угли- бит арг- глины, аргил

КС (ом*м) опоки- песчан(водонас)- алевролит(в)- глины- аргил- алевролит(неф-г)- песчан(н\г)- угли, бит арг

ИК обратная кс картина

ГГК-П(г/см3) бит арг, угли- опоки, аргил- песч- алеврол- глины- плот кар

ГК(мк Рен/час) угли- плот кар, опоки- песч- алеврол- глины- бит арг

НКТ(электрон каротаж) плот кар- алевр- пес- гл- бит арг- опоки- угли

dТ плот кар- бит арг- гл- арг- алев, угли- пес, опоки

Кав пес, алев- плот кар, опоки,бит арг, арг- угли- гл

МКЗ глины- пес(мгз), алев(мгз), аргил- опоки- угли- бит арг, песч(мпз), алеврол(мпз)- плот карб

 

7.2. Литологическое расчленение разрезов карбонатных и гидрохимических отложе­ний по данным ГИС (выделение известняков, доломитов, солей, гипса, мергелей, глин).

По пор-ти Кп(%) (слева направо) соли(галит nacl, сильвин kcl)- мергели- доломит mgco3, известняк CaCO3- оолитовый известняк

По плот-ти (г/см3) галит, сильвин(2,4)- оолит изв- мерг- изв(2,5-2,7)- дол

По сопротивлен (кс) мерг- оолит- изв- дол- соли

По радиоакт (гк) галит- изв, дол, оолит- мер- сильвин

НК (в у.е.) мерг- оолит- дол- изв- соли

АК (dТ) дол- изв- мер- оолит- соли

Ещё бывает соль карнолит (смешанная)- выделить можно по кавернам (как и остальные соли)

Для расчленен дол и карбонаов исп-ся так же плотностной метод или он же с нейтронным каротажом (плотность доломитов выше).

Есть палетки с числовыми значен те необходимо лишь сравнить с палеткой что бы отнести отл-я к карбонатам или доломитам

 

7.3. Выделение пластов-коллекторов и определение эффективных толщин по данным ГИС в песчано-глинистом разрезе.

Осн признаки

- наличие глинистой корки (на стенке скв)

- нал положит приращен на диаграммах микрозондов (кажущ сопротивлен мпз больше каж соп мгз (только при небольших сопротивлениях, тк мпз хар-ет промытую зону пл, а мгз- глинистую корку). Если сопротивление повышенное то этот метод работает исключая плотные породы

- зн-я альфа_пс больше альфа_{пс граничное} (те отрицат отклонение). Альфа_{пс гр}=0,25(газ), 0,35(нефть)

- наличие радиального градиента или зоны проникновения. Градиент сопротивления опр-ся по БКЗ

 

метод ВИКИЗ – 5 зондов разной длины на н\к ведут себя примерно одинаково, а в случае коллектора отклоняются вправо с разными ампл. Те при наличии расхождения м-у зондами выдел-ся коллектор

- по повторным или временным замерам гис

БК (повторный) проводится в открытом стволе скв при бурен. Коллектор опр-ся по нал-ю приращен сопрот-й на диаграммах повторного замера.

НК (временной) провод-ся в обсаженной скв по истечен неск месяцев. Обычно исп-ся для выделен газонасыщенных инт-ов. Изменение показаний нейтр метода происходит врезультате расформирования з.п. водорода меньше- показания метода возрастают. Для н исп-ся при минерализации пл воды более 60 г/л те в З С практич не исп-ся.

 

7.4. Способы определения характера насыщения коллекторов по комплексу ГИС.

рассмотрим песчано-гл разрез.

- визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород w

 

на основе сопоставлений данных гис и рез-ов испытаний. Аномальные зн-я (выскочившие за линию) связаны с аномалиями, т. е. законтурные перетоки. Фор-ла линии для водоносных коллекторов rп =а-вaпс

Для продукта тоже пров-ся такая линия r_п^кр =а1-в1aпс

r_{пi ³}r_п^кр –Продукт rп<rпi<rпкр –неясно для газоносных пл. свое rп критическое у них повыш. Пок-я по ср-ю с показан. Н. пл. Газ выдел-ся в повышенн. Пок-ями плотностного и нейтронного метода. лин гран зн-й продукта и смешанного притока, другая – для водонос-го пл и смешанного.

 

7.5. Определение эффективной нефтегазонасыщенной толщины коллекторов по данным ГИС.

Суммарную мощность всех н/г насыщ. прослоев в исследуемом пересечении их скважиной называют н/г мощностью. Эффективной мощностью н/г насыщ. отложений называют часть н/г насыщ. мощности из которой возможно извлечение н(г) при заданном режиме разработки зал. Опр-ие эффект. мощности рассмотрим песчано-гл разрез визуальный способ. Основан на зав-ти показан ПС от пор-ти и электропроводности (ИК) от объёмной водонас-ти пород

 

7.6. Определение начального и текущего положения ВНК, ГНК, ГВК по данным ГИС.

Нет един мнен что считать границей внк (середину переходн зоны,глубину выше кот получают безводн притоки и тд)

Пол-я внк гвк гнк устан-ся по данным комплексных геофиз исслед-й и рез-ам опробован скв: в необсаженной главным образом методами сопротивления, реже радиометрией и аккустикой; в обсаженной радиометрией и отчасти термометрией и аккус.

Внк. При отсут переход зоны и зоны недонасыщен или незначит их мощ-ти (доли метра) и малой зоне проникн фильтрата промывочн ж:

_{- начальное – по сопоставлению пс и ик (см рис в вопр 4)(по пс возможна аномалия- приращение примерно на 17% против водоносного пл)}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

_{Показания нейтрон-нейтронного кар при переходе от н к водоносной части коллектора м ум-ся если Св>60г/л (большая мин-я) появлен cl приводит к доп поглощению нейтронов Для нгк эффект обратный.}

_{ГВК опр-ся по электрич методам так же как внк. Для опр-я гвк исп-ют показания 3 методов. Нк (нгк), Ггкп (плотностной), Ак (акуст)}

_{а) Унк <Унк в.п. газоносные пл-ты выдел-ся на фоне аналогичных н или водонос пл-ов пониженным показанием Унк.}

_{б) по сопоставлениям кривых (нормированных) временных замеров. В идеал коллекторе время повторного замера не раньше 3 месяцев}

_{в) по затуханию ампл ультразвуковых кол-й. т к газ поглощает эн-ю аккуст волны в большей степени то ампл кол-й против газонос-ой толщи ниже}

_{На диаграммах АК газонос-е ин-лы выдел-ся повышенным коэф-ом затухан амплитуды аккустич колебаний.}

_{г) ГГКП При наличии остат газа в полностью промытой зоне плотность п и показан ГГКП снижаются (газонасыщенная порода всегда плотностю ниже)}

_{Ограничения последних 3 методов опр-ся глубинность.}

_{Lнк=Lзон=40-60см Lак=20-25см Lггкп=8-12см,а например Lик=3-4Lз}

_{т е 3-4м Выделение гнк от гвк разделяется по хар-ке нижележащего пл}

Определение текущего положения внк…

Перемещение внк, гвк, гнк опр-ют при исследовании необсаженных оценочных скв, контрольных и дополнительных. Наиболее точные данные пол-ют в необсаж и обсаженных неперфорир скв по данным комплекса методов электрометрии и радиометрии. В обсаженных перфорированных скв опр-е текущ пол-й внк, гвк, гнк затруднено из-за влияния динамических сил прискважинной и удалённых частей пласта.

Опр-е текущ пол-я внк по данным гис имеет свои особенности для обсаженных и не обсаженных скв в зав-ти от мин-ции вод, вытесняющих н.

Текущ внк опр-ся так же как и начальный методами электрометрии. В обсаженных скв методами радиометрии.

Контроль за продвижением газо-жидкостных контактов м б обеспечен проведением временных замеров нейтронных методов. При прорыве вод по пс.

 

7.7. Определение 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. Оно осн-ся на установл-ии зав-ти αпс от Кп. αпс=a*Кп+b. Физ-е основы: αсп рассм-ся как ф-ция глинистости αпс→f(Кгл) и Кп явл-ся f(Кгл). С увелич-м Кп глинистость уменьшается.

Ограничения: 1.при Нпл<1,6-1,2м ампл-да ПС искажается и пористоть занижается; 2.м-д не работает в инт-х карбонатизации (при карбон-ии 5-6% начинается искажение); 3.не применим для опред-я оценки Кп углей.

Гидрофобизация кол-ров приводит к занижению αпс и опред-й Кп.

 

 

 

 

(альфа пс=0 в глинах)

 

 

По ГГКП:основан на бп=(1+Кп)бтф+КпКвбв+КпКнбн+КпКгбг

Поскольку ГГКП отражает св-ва полностью промытой зоны, то Кн→Кно=20-25%; Кг→Кго=7,5%.

Для в/нас-х пород бп=(1-Кп)бтф+Кпбв; Кп=(бп.ггкп - бв)/(бтф - бв)*100%. Эта формула применима и для оценки н/нас-ти пород →разница бн (0,83-0,98)и бв(1) не существена.

На практике опр-т зав-ть Кп от бп. При этом бп расч-ся на случай полностью в/нас-й породы.

Необходимым условием оценки Кп по ГГКП явл-ся узкий диап-зон значения плотности тв. фазы. Бтф=2,68 плюс минус 0,015г/см³ (для неокома).

Ограничения: если в породе дост-е сод-ние детрита, то бп снижается; наличие остаточного газа. нетрадиционный способ: αпс=дельтаUпсi/дельтаUпс Кп=аαпс+в а=Кп чист пес-Кп гл

Нейтронный м-д: основан на ур-нии:

Кп=ω_Σ-Δω; (ω_Σ-суммарное водородосод-ние).

ω_Σ – по данным НК

Δω – поправка на сод-ние

водорода в тв. фазе (в глинах, слюдах, органике).

Δω=f(αпс или αгк)

 

 

По АК: в основе лежит зав-ть скорости или ΔТ от

просветности или пористости.

Кп=[(ΔТ-ΔТск)(а*αпс+b)]^0,5 - для Зап.Сиб.

М-ды КС: только для в/нас-х пород.

Рпор-ти=а/Кп^m=f(Кп); Рп=ρвп/ρв

Для г/нас-х:опред-е Кп г/нас-х пород

по данным ГГКП и НК. Влияние остаточного

газа приводит к повышению Кп по ГГКП и занижению по НК.

Комплексное исп-ние 2х м-дов позволяет учесть влияние остаточного газа.

 

7.8. Определение коэффициента нефтегазонасыщенности по данным ГИС.

Основано на исп-нии данных м-в КС и проводимости. Традиционный способ основан на исп-нии след-х завис-тей: Рн=ρнп/ρвп=а₁/Квⁿ; Рп=ρвп/ρв=а₀/Кп^m (2). По данным ГИС опр-т ρнп, ρв →Кп, с пом-ю ур-ния (2) расч-т ρвп→Рн→Кв→Кнг=(1-Кв).

Методика объемной водонас-ти: она основана на установлении зав-ти м-у сопрот-м н/нас-й породы и её объемной в/нас-тью. ρнп=а/w^n (3)

Для получения зав-ти (3) необходимы прямые опред-я в/нас-ти пород по керну. Это достигается бурением скв-н и отбором керна с исп-м р-ров на УВй основе (РУО, РНО). Альтернативой явл-ся бурение на обычной основе с исп-м спец-х керноприемников (РВО).

Опред-е Кнг по данным НМ. При Св≥120-150г/л, возможны оценки Кнг по данным НМ (ИННК). При этом предполагается что известно вел-на Кп по ГИС.

Опред-ся ω_Σi по ИННК – объемное водородосод-е. ω_Σ – Δω=Кп.иннк; Кп.иннк=f(Кп) – либо по керну, либо по ГИС.

Оценка г/нас-ти основана на этом эфф-те. Кп.нк=f(Кп).

ингк так же какиннк только в воде обратно

ИННК

 

 

7.9. Способы раздельного определения коэффициентов нефте- и газонасыщенности коллекторов в случае их трехфазного насыщения по данным ГИС.

Опред-е Кг/нас-ти возможно по данным нейтронных м-дов при Кп >15% и Рпл < 50Мпа после расформирования зоны проник-я.

Кп,н=Кп общ.[Wв(1-Кг)+Wг*Кг], где Кп,н – коэф-т пористости опред-й по нейтронным м-дам; Кп общ. – определенный либо на керне, либо по гамма-гамма-плотностному м-ду.

Wв=1-0,36Св Wг~Тпл, Рпл W_СН4»Рпл/623

Если кол-р глинистый, то в эту формулу прибавляется водосод-е; если нефтенасыщенный, то прибавляется Wн*Кн, Wн=9/7dн.

1)Кн по м-ду сопротивления

2)Кг по нейтронным м-дам

3)Кн=Кнг-Кг

В кол-рах с трехфазным насыщением, сод-х в порах нефть, газ и воду, находят раздельно коэф-ты нефте- и газонасыщ-я, учитывая, что Кн+Кг+Кв=1. Эта задача решается одним из след-х способов:

а)на образцах консервированного керна, извлеченного при бурении скв. На РНО, опред-т сод-е в порах н. и воды, а коэф-т газонас-я рассчитывают по формуле Кг=1-Кн-Кв;

б)в разрезах скв-н находят параметры Кв и Кг по комплексу м-дов электро- и радиометрии ГИС, а затем расчитывают: Кн=1-Кг-Кв. см так же вопр 8

 

7.10. Определение коэффициента остаточной нефтенасыщенности продуктивных коллекторов по геофизическим данным.

Может быть выполнено по пар-ам полностью промытой зоны пл

1. по ρпп (ρмбк или ρмпз/ρмгз) Рн=ρпп/ρпп,в=а1/Кв ппвn1

Рн=ρппв/ρсмеси, П-пар-р поверх пров-ти- тоже влияет

2. по ЯМК (адер магнит кар-ж) опр-ют Индекс Свободного Флюида т е Кпэф

если Кп известно Кно=(Кп-Кпэф(ямк))/Кп-Ков

возможно исп-е нейтрон мет-ов

3.Способ Сургучова скв-на на РНО эти пар-ры находят по ГИС

-сопр-е промытой части пласта;

-пар-р поверхностной проводимости (в зав-ти от aсп);

-сопр-е БР, наход-ся в зависимости от самого сопрот-я р-ра и t пласта;

 

7.11. Остаточная водонасыщенность коллекторов и лабораторные способы ее определения.

Суммарное сод-ние в породе капиллярно-удержанной и физически связанной водыопределяют как остаточную воду, хар-зуя сод-ние её в объеме пор породы коэф-том остаточного водонасыщения: Кв.о.=Vв.о./Vп, где Vв.о., Vп – соотв-но объемы остаточной воды и пор.

Для определения Кв.о. в практике петрофизических лабораторий применяют несколько способов, которые можно разделить на две группы. К первой относится единственный способ, получивший название прямой метод, в котором определяют кол-во воды, содержащееся в образце породы (капилярометрия- м-д полупроницаемой мембраны, т е гравитационное вытеснение поровой воды-нефтью), извлеченном при вскрытии продуктивного коллектора скважиной с нефильтрующейся промывочной жидкостью – р-ром на нефтяной основе (РНО). При реализации прямого метода необходимым условием является сохранение в образце до эксперимента всех флюидов, заполняющих поры образца в пластовых условиях.

Все остальные м-ды косвенные различаются условиями моделирования остаточной воды в образце. Общим для них является подготовка образца к эксперименту путем экстрагирования из образца УВ и солей, растворенных в пластовой воде, заполнявших поры образца в естественном залегании. (м-д капиллярного вытеснения, центрифугирования, сушки при изменении темп-ры и с сохранением её постоянной (изотермическая сушка), м-д влагоемких сред, м-д ЯМР).

На практике опр-ют вел водоудерживающей способности Квс. отражает способность удерживать воду при заданных стандартных условиях её вытеснен.

 

7.12. Прямой способ определения нефтегазонасыщенности (остаточной водонасыщенности) продуктивных коллекторов.

Основан на отборе и исслед-ии керна с сохранённой пласт насыщенностью.

Лабораторными м-ми величина Кн непосредственно не определяется. Находят прямым м-ом Кв.о. или Кв на образце консервированного керна, извлеченного при бурении на РНО, или одним из косвенных м-дов на экстрагированном образце величину Кв.о., а затемрасчитывают Кн по формулам: в зоне предельного насыщения Кн=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кн=1-Кв. Аналогичным образом получают значение коэф-та газонасыщения Кг газоносных кол-ров, определяя в лаборатории одним из рассмотренных способов Кв.о. или Кв(прямым м-дом), а затем рассчитывают по формулам: в зоне предельного насыщения Кг=1-Кв.о.; в зоне недонасыщения Кг=1-Кв.

т е 1) РНО (РУО) сод-е воды опр-ся экстракционно-дистилляционным способом 2) исп-е обычных РВО но с изолирующей технологией отбора керна (керноприёмная трубка заполнена маслом)

оба метода связаны с дегазацией керна и вместе с газом вода частично теряется

 

7.13. Глинистость пород, лабораторные и геофизические способы ее определения.

-понятие минералогическое (каолинит, гидрослюда, хлорит, монтморелонит); гранулометрическое (фракции различных диаметров и их сод-е) см вопр 1

К глинистым мин-лам относят минералы амоно-силикатного состава (гидрослюды, монтморелонит, каоленит). Размеры глинистых мин-в от нескольких мм до мкм. Маленькие размеры – высокая дисперсность – огромная адсорбционная способность. Глинистые ч-цы сущ-новлияют на пористость, прониц-ть, остаточную водонас-ть и др. физические св-ва. Это всё приводит к возникновению аномальных физ-х хим-х св-в.

Глинистость ОП хар-ся содержанием в минеральном скелете ГП частиц с эффективным диаметром меньше 0,01мм. Глинистость уст-т по данным гранулометрического анализа. Сгл=m<0.01мм/mтв., Сгл – массовая глинистость в долях ед.; mтв – масса сухой навески анализируемого порошка – масса тв. Фазы мин-го скелета ГП; m<0.01мм – масса фракции с эф-м диаметром < 0.01мм.

Гранулом-й анализ: исследуемые образцы экстрагируют в аппарате СокслетаÞ образец дезинтегрируют, превращают в порошок, обрабатывают 5-10% р-ром соляной кислоты HCl, отмывают в дистилированной воде, высушивают в термостате при t=105оС и опр-т массы определенной фракции Þ просеивают на ситах разного размера, определяют содержание ч-ц разного размера.

Погрешности: - при стирании не гарантируется переход в порошок всех ч-ц <0,01мм, т.к. глинистые мин-лы могут содержаться в зернах полевых шпатов и др. мин-в; - обработка р-ром HCl – необратимо изменяет первоначальную массу образца, его минеральный и гранулометрический составы, т.к. растворяются не только карбонаты, но и ряд смешено-слойных глинистых минералов.

(так же расчетным путем определяют коэф-т объемной глинистости, коэф-т относительной глинистости, коэф-т пористости скелета, агрегатную глинистость – все коэф-ты хар-т дисперсную (рассеяную) глинистость; слоистая глинистость – хар-т сод-ние в ГП глинистого мат-ла, чередуется с прослоями коллектора). Современный способ- применение счётчика Культера. в пробирку с колиброванным отверстием помещается 2 электрода, и при прохождении частички появляется импульс. предварительно прибор калибруется порошком с заданным размером частиц

Определение глинистости м-дами ГИС:

1.определение глинистости по ГМ. Основано на зав-ти ГМ от Сгл. Сгл®Vглин.

Кгл=Сгл(1-Кп), где Кгл – доля объема породы занимаемого глинистым мат-лом. Глинистость по ГМ будет зависеть от дополнительной радиации (палешпатовые песчаники).

2.Метод ПС. hгл – относит-я глинистость- это степень заполнения глин-м мат-лом порового пространства. 1-низкая минерализация пластовых вод = 10-15 г/л; 2-средняя = 30-40 г/л; 3-высокая. Если глинистость рассеяная: Кгл=hгл*Кп/(1-hгл) Þ hгл=Кгл/(Кгл+Кп). Если глинистость слоистая:

c-показатель слоистости глин. Зависимости с aсп лучше работают в случае с рассеяной глинистостью и маленькой минерализ-ей пластовых вод.

 

7.14. Выделение обводненных продуктивных пластов в необсаженных и обсаженных скважинах по данным ГИС.

В необсаж скв, пробур в зонах обводнен залежи нагнетаемыми водами, не отличающимися по мин-ии от пластовых, обводнён прод пл выдел-ся по геофиз критериям, установленным для опр-я характера насыщения коллекторов при их первоначальном нефтеводонасыщении. При этом необходимо учитывать влиян на их величину остат или текущ значен нефтенас-ти, кот приводит к некоторому изменен геофиз критериев в завис-ти от стадии выработки нефтяного пл. Тут наиболее информативны методы сопротивления, акустич, нейтронные, термич. В обводнённых прод пластах набл-ся понижен зн-я удел электрич сопротивлен, акустич и нейтронные хар-ки аналогичны водоносным пластам. Если в исследуемом пересечении движется осолонённая оторочка фронта нагнетания,то геофиз параметры сильно изменяются.

Наибольшие трудности возникают при обводнении пресными нагнетаемыми водами.

Из обязат комплекса гис в этом случае м.б. использованы методы кс, пс, кавернометрия.

По величине удел электр сопр-я пласта однозначно обнаружить обводнение невозможно однако по типам кривых бокового электр зондир иногда удаётся. Так кривая бэз для обводнённого пласта как правило имеет более крутую левую ветвь, чем для нефтеносных (угол 60 град)

 

7.15. Определение качества цементирования скважин по данным ГИС.

Инф-я о качестве цемент-я обсадных колонн необходима при решении след-х задач:

1.при построении профилей притока и приемистости, т.к. только при полной изоляции пластов возможна правильная оценка притока из исслед-го инт-ла.

2.при опред-и заколонных перетоков н., г. и в.

3.при опред-и работающих мощностей.

4.при опред-и коэф-та прод-ти и Рпл.

5.при оценке сод-ния воды в прод-ции (по данным расходометрии и влагометрии).

цементир-е обсадных колонн м считать высококач если набл-ся 1.соответствие положен цемента в затруб пр-ве проектной высоте его подъёма 2.наличие цемента в затруб пр-ве в затвердевшем состоянии 3.равномерное распред-е ц в ин-ле его закачки 4.отсутствие каналов трещин и каверн в цем камне 5.надёжное сцепление ц камня с колонной и породой

Для контроля кач-ва цем-я обсадных колонн исп-ют методы термометрии, радиоактивных изотопов, аккустич и гамма-гамма метод.

-Термометрия. позволяет 1) установить верхнюю границу цем кольца 2)выявить нал или отсутствие цем в затрубном пр-ве 3) опр-ть степень равномерности распределения ц по разрезу, связанную с литологией пород.

Зацем-й ин-л на термограмме отмечается повышенными зн-ями Т на фоне постепенного возрастания её с глубиной и расчленённостью кривой по сравнению с кривой против незацем-ых участков скв. Уровень цем по термограмме уст-ся на 5-10 м ниже начала подъёма температурной кривой, тем самым учит-ся распространение тепла вдоль ствола скв.

недостатки: - зав-ть Т поля от времени проведения измерений после закачки цемента (по истечении 2 суток и более экзотермический эффект исчезает) -малая эф-ть повторных измерений из-за перемешивания ж в стволе скв -сложность отбивки границы ц кольца при высоких Т окружающих пород на больших глубинах (свыше 2 км) -невозможность контроля степени затердевания ц, хар-ра распределения его за колонной по периметру скв и сцепления с колонной и с г\п

-Гамма-гамма метод позв-ет 1)установить высоту подъёма ц 2) опр-ть нал ц и хар-р его распредел-я в ин-ле цем-я 3)фиксировать нал переходной з от ц камня к раствору (гель-цемент) 4)выявить в ц камне небольшие раковины и каналы 5) опр-ть эксцентриситет колонны.

плотность цем камня значит выше плотности промывочной ж то на регистрируемой кривой ггм участки с цементом чётко выделяются пониженными показаниями Iγγ по сравнению с ин-ми с пром ж.

Степень дифференциации кривых ГГМ опр-ся отношен максимальных и мин показаний рассеяного гамма излучения.Чем больше отличается это отношение от 1 тем меньше центрирована колонна и менее равномерно распределён ц в затрубном пр-ве. В зацем-ом участке сквнаибольшие зн-я Iγγ хар-ны для каверн, т к плот-ть ц камня меньше пл-ти г\п.

-Аккустич м-д – даёт наибольшую инф-ю. по сравнению с предыдущим позволяет так же 5) исследовать процесс фор-я камня во времени. Основан на измерении амплитуды преломлённых продольных волн распространяющихся по обсадной колонне и г\п и регистрации времени распространения упругих кол-й в этих средах.

еоретич и экспериментальными исслед-ми установлено: 1)надёжный контакт ц с обсадной колонной хар-ся отсутствием трубной волны, при этом ампл Ак на диаграмме минимальна, а ампл Ап по породе имеет высокие зн-я. 2) отсут-е или плохое сцепление ц с обсад кол фиксир-ся максим ампл Ак и мин Ап. 3) при неполном сцеплении ц с колонной регистрируется Ак с промежуточной амплитудой интерпретировать кот наиболее сложно.

кач-во: 1)незацем-ая колонна на волновой картине отмечается мощным долго не затухающим сигналом трубных волн. 2) хор кач-во отмечается малой ампл-ой Ак и значительной Ап.

7.16. Определение мест негерметичности колонн и заколонных перетоков пластовых флюидов по данным ГИС.

Места негерметичности обсадных колонн связанные с перетоками флюидов устанавливаются: резистивиметрией, влагамет, плотностемет, термометрией, изотопов, кислородным и расходометрией.

Затрубная циркуляция флюидов м б определена по данным методов термометрии, расходометрии, изотопов, кислородного. Наличие дефектов в цем камне и обсадных колоннах, выявленных цементометрией, дефектометрией хар-ет вероятность возникновения затрубныхциркуляций и межпластовых перетоков флюидов при заданных градиентах давлений. Необходимо различать усл-я проведения измерений- в действующих скв и неработающих.

Признаками затруб циркулии явл-ся ускоренный рост обводнен продукции, изменения степени обводнённости при разных депрессиях на пласт, солевой состав в продукции, отличающийся от сол состава нагнетаемой в, отсут-е ин-ла обводнения в перфорир ч пл. Основной метод выявления- термометрия. Признаками затруб циркул-ии флюидов из нижележащнго пл явл-ся изменение Т градиента по сравнению с нормальным, нулевой градиент температур м-у исследуемыми пластами, проявлен дроссельного эффекта в неперфорир пл, отсут-едроссельного эф-та в подошве перфорир пл. Из вышележащих неперфор пл-ов отмечается резким снижением градиента Т в ин-ле дв-я воды и возрастанием Т нижеперфорированного пл в работающей скв, а против пласта-источника обводнения – положит аномалия Т в остановленной скв.

По данным расходометрии перетоки по затруб пространству из соседних неперфорированных пластов отмечаются аномально высокими дебитами из крайних отверстий перфорации. Давление пласта в источнике перетока обычно значительно превышает Р в перфорир пл, поэтперфорир пл може прекратить свою работу.

Метод изотопов в экспл скв прим-ся лишь в крайнем случае, т е при неоднозначности рез-ов измерений другими методами. т к в таких скв нежелательны длительные остановки, глушение и извлечение лифтовых труб.

Ин-л затруб циркуляции отмечается повышенными показаниями Iγи

Перетоки н выделяются аналогично по термометрии и расходометрии.

Данные термометрии полученные в кратковременно остановленной скв однозначно выявляют перетоки воды в неперфорированные пласты (в нагнетательных скв).

 

7.17. Выделение интервалов притока и приемистости пласта и определение работающих мощностей пласта.

Интер-лы притока и приемистости флюидов в стволе скв устанавливают по ГИС: расходометрия, термометрия, радиометрия. Получают профили притока и приемистости флюидов, причём рез-ты исследований расходометрией явл-ся базой для построения дифференциальных профилей. Профилем притока или приемистости наз-ют график зависимости кол-ва Q жид-ти (газа), поступающей из еденицы мощности (или в неё) эксплуатируемого разреза, от глубины z её залегания. Q= интеграл от Нп до Нк q_z*dz, где Нп и Нк – глубины залегания подошвы и кровли эксплуатируемого ин-ла. q_z-удельный дебит (расход).

Профиль расхода ж при движении её вверх по стволу скв наз-ся профилем притока, при движении её вниз – профилем приемистости. Расход отдельных участков скв q_z=дельтаQz/дельта z. Профиль явл-ся основным исходным источником инф-ии о распределении контролируемой величины потока в стволе скв вдоль вскрытого перфорацией продукт разреза. Изучение профилей притока и приемистости начинается на начальном этапе эксплуатации скв и продолжается периодически до последнего вздоха (или до “конца”).

На начальном этапе разработки после пуска скв должен быть снят опорный профиль. Он снимается наиболее тчательно и отражает условия когда пластовые давления близки к первоначальным, продукцией явл безводная н, а воздействие закачки на отдачу и энергитические пар-ры незначительно. Все последующие профили должны сопоставляться с опорным, что создаёт условия для выявления изменений в эксплуотац хар-ах пластов и технологическом режиме скв. Изменения во времени конфигурации профилей притока или поглощения ук-ют обычно на то что произошло изменение соотношений пластовых Р и следовательно в соотношении потоков из различных пластов, а так же на перераспределение потоков вследствии обводнения или проведения геолого-технических мероприятий. Опорный профиль д б снят повторно после проведения любых работ в скв, связанных с изменением вскрытой мощ-ти продуктивного коллектора.

 

 

7.18. Методы расходометрии и потокометрии скважин.

Установление истинной величины работающей толщины эксплуатационных объектов имеет громаднейшее значение для установления отборов нефти, проектирования систем поддержания пластового давления, т.е. прогнозирования методов регулирования процесса разработки в пределах каждого объекта разработки. Это весьма важно и для вычисления соответствующих параметров (например, послойной неоднородности) при расчёте годовых и накопленных отборов нефти.

Кроме того, комплексная обработка дебитограмм и расходограмм позволяет определить величину коэффициента охвата при закачке воды в пласт с целью поддержания пластового давления. В то же время следует помнить, что величина работающей мощности с ростом депрессии будет увеличиваться. Для решения этой задачи привлекаются два типа дебитомеров: термоэлектрические - СТД-2; гидродинамические РГТ-1, РГД-2М. При интерпретации этих исследований по СТД-2 чётко выделяются работающие интервалы пласта толщиной до 0,4 м, но они не позволяют оценить характер распределения дебита по отдающим пропласткам. Небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти могут быть вообще не зафиксированы.

Приборы типа РГТ-1, наоборот, позволяют получить количественную характеристику профиля притока пластов, но с менее чёткой их фиксацией на диаграмме. Кроме того, эти приборы помогают выявить небольшие по толщине участки пласта с высокими дебитами нефти.

Например, на одном из месторождений Западной Сибири были перфорированы пласты АВ2, АВ3, АВ4-5 Как показали исследования дебитомерами, из перфорированного интервала пластов, достигающего 40 м, работает только 10,8 м (верхняя часть пласта АВ4-5). На другом месторождении при совместной перфорации пластов БС1+БС2-3+БС10 нижний пласт вообще не работает. Аналогичная картина наблюдается на месторождении, где совместно эксплуатируются пласты БС5+БС6+БС8, однако работает лишь пласт БС6. На другом месторождении работающая толщина пластов колеблется от 10 до 53 %, составляя в среднем всего 29 %.

Определение профиля притока в нагнетательных скважинах необходимо для установления истинных интервалов перфорации, оценки послойной неоднородности, прогнозирования выработки запасов из залежи, продвижения фронта закачиваемой воды и проектирования всех систем регулирования разработки эксплуатационных объектов. Исследования скважин глубинными расходомерами позволяют определить и сопоставить величины охвата пластов закачкой при нагнетании воды с аналогичными величинами при изучении профилей оттока по ближайшим эксплуатационным скважинам, а также следить за изменением динамики закачки воды во времени.

Например, при исследовании одной из нагнетательных скважин (пласты АВ2-3) расход воды составил 1450 м3/сут; интервал перфорации 1804-1841 м, 1849-1854 м. С помощью магнитного локатора муфт фактический интервал перфорации установлен в интервалах 1804,4-1841,8 м; 1849,6-1854,6 м. По данным РГТ-1 уход воды зафиксирован лишь в интервалах 1836-1837 м; 1837,8-1838,6 м; 1840,2-1841 м. Коэффициент охвата пласта заводнением составляет всего 0,049.

Установить истинную величину работающей мощности помогут новые приборы - дебитомеры РГД-4, РН-26, термодебитомеры Т-4, СТД-2, комплексные приборы "ПОТОК-5".

Следует заметить, что проводимые исследования профилей отдачи и притока на нефтяных месторождениях нашей страны позволяют сделать вывод о возможности изучения неоднородности нефтяных залежей, ориентировочной оценки рабочей толщины пластов, а также решения отдельных вопросов контроля и регулирования разработки.