КОНТРОЛЬ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ КОНТАКТОВ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕКУЩЕГО КОЭФФИЦИЕНТА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ

Определение перемещения ГЖК, коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенности и газоотдачи производят на основе промыслово-геофизических исследований эксплуатационных контрольных и оценочных скважин.

Текущее положение ГВК устанавливают по результатам геофизических исследований необсаженных или обсаженных неметаллической колонной оценочных и контрольных скважин аналогично определению границ первоначального ВНК (см. раздел 16.1).

В обсаженных неперфорированных скважинах текущее положение ГВК устанавливают по кривым методов НГМ, ННМ-Т, ННМ-НТ, ИННМ и ИНГМ, по повышенным показаниям регистрируемой интенсивности против газоносной части пласта по сравнению с водоносной независимо от минерализации подстилающих вод.

Аналогичная картина наблюдается при определении текущего положения ГВК в перфорированных скважинах по кривым нейтронных методов.

По данным термометрии в перфорированных скважинах контакт газ — вода фиксируется посередине нижнего участка температурной аномалии, возникающей за счет дроссельного эффекта. Более четко ГВК отмечается по кривым аномалий термометрии.

По данным AM газоносная часть пласта фиксируется высокими значениями интервального времени прохождения упругих колебаний и большими значениями коэффициента затухания. Наибольший эффект получается при использовании низкочастотного AM в необсаженных и обсаженных скважинах.

Текущее положение ГНК устанавливают по кривым НГМ, ННМ-1, ННМ-НТ, ИННМ, ИНГМ, термометрии и низкочастотного AM аналогично определению ГВК. в обсаженных и необсаженных скважинах.

Для оценки коэффициента текущей газонасыщенности используют данные временных замеров нейтронных методов — НГМ, ННМ-Т, ИННМ и ИНГМ. По результатам этих замеров с помощью методик, изложенных в разделе 16.5, определяют текущие значения газонасыщенности и анализируют динамику их изменения во времени относительно начальной газонасыщенности, установленной по данным комплекса ГИС на момент вскрытия пласта.

Низкие значения k_г, изменяющиеся в пределах ошибки измерения (+5%), могут считаться значением остаточного коэффициента k_г.о.

Для оценки k_г повторные замеры нейтронных методов сопоставляют по коэффициентам дифференциации против опорных пластов и стандартизируют с целью установления единых масштабов первого и повторных замеров, приводят к пластовому давлению первого замера, затем по исправленным значениям повторных замеров выделяют пласты с изменившейся за время между сопоставляемыми замерами газонасыщенностью и оценивают газонасыщенность этих пластов [12].

В случае определения коэффициента текущего k_г.т или остаточного k_г.o газонасыщения по данным ИННМ основу составляет величина декремента затухания тепловых нейтронов газоносного пласта λ_п.г, связанная с его коллекторскими свойствами и газонасыщенностью.

Коэффициенты k_г.т и k_г.о рассчитывают по формуле (17.2), в которой значение λ_н заменяют величиной λ_г.т, представляющей собой декремент затухания в газе при пластовых условиях. Величина λ_г.т зависит от химического состава газа и, в отличие от нефти, еще и от текущего значения пластового давления, что важно учитывать при определении λ_г.т. Значение λ_г.т находят расчетным путем по известному составу газов или по экспериментальным данным [12].

Определение коэффициентов текущей газонасыщенности при вытеснении газа нефтью в нефтегазовых залежах производят по данным нейтронных методов (НГМ, ННМ-Т, ИННМ).

В случае наличия в разрезе скважины опорных газоносных и нефтеносных пластов с коллекторскими свойствами (в основном по пористости и глинистости), одинаковыми со свойствами изучаемого пласта, k_г.т определяют с использованием двух опорных пластов по зависимости, установленной или по экспериментальным скважинным измерениям, или на моделях пластов: DI_n= (I_n—I_n.н.п)/(I_{n. гл}—I_{n н.п})=f(k_г), где I_n, I_{n н.п}, I_{n г.п} — регистрируемая интенсивность применяемого нейтронного метода соответственно против изучаемого пласта, нефтеносного и газоносного пластов с предельной газонасыщенностью, известной, например, по результатам интерпретации БЭЗ.

Если же пористость продуктивной части разреза имеет многомодальное распределение, то, разбив все продуктивные пласты по пористости на конечное число групп, оценивают изменение показаний нейтронных методов для каждой из этих групп и с последующим использованием двух опорных пластов устанавливают зависимость DI_n = f(k_г) для каждой группы пластов.

При отсутствии в скважине опорного газоносного пласта или изменении его насыщенности в процессе разработки залежи значение его декремента затухания тепловых нейтронов по данным ИННМ определяют по формуле l_опг.п = λ^оп_г.п—k_nk_г(λ_н—λ_г), приняв при этом коэффициент его начальной газонасыщенности k_г равным известному значению k_нопорного нефтеносного пласта (k_г = k_н) при равенстве их коэффициентов пористости. В нефтегазовой залежи выбрать опорный нефтеносный пласт обычно не составляет трудности, и поэтому λ^оп_н.п легко определяется в каждой скважине.

Дальнейшее определение k_г.т осуществляют с помощью эмпирической зависимости q= (λ_n—λ^оп_н.п)/(λ^оп_г.п—λ^оп_н.п) =f(k_г.т).

Результаты исследований возможностей нейтронных методов при определении k_г, проведенные для газонефтяных залежей Западного Предкавказья [19], показали: 1) наибольшей чувствительностью в области k_г<40% обладает ИННМ, а при k_г>40% —НГМ и ННМ-Т; 2) минимальные значения k_г, которые могут быть определены по данным нейтронных методов исследования скважин, следующие: для ННМ-Т с зондом 70 см 4—5%, для ИННМ 9—10% и для НГМ с зондом 50 см 25%.

Коэффициент остаточной газонасыщенности k_г.oустанавливают по данным нейтронных методов в заводненной части пласта вблизи ГВК по методике определения k_г, описанной выше.

 

 

---

Дата добавления: 2018-09-20; просмотров: 384; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!