§ 44. РАЗДЕЛЕНИЕ НЕФТЕНОСНЫХ И ГАЗОНОСНЫХ ПЛАСТОВ

Газоносные пласты по своему водородосодержанию wr отличаются от нефтеносных или водоносных. Приближенное водородосодержание в газоносном пласте рассчитывается по формуле

Картинка

где ωв — содержание водорода в воде; ρпл — давление, в МПа. Из расчетов следует, что при ρпл=30÷40 МПа (на глубине 2,5—3 км) содержание водорода в газе составляет 50—60 % от содержания водорода в воде.

Газоносная и нефтеносная части пласта имеют практически одинаковые электрические характеристики, и методы ЭК не могут быть использованы для разделения нефтеносных и газоносных пластов и выделения газонефтяного контакта (ГНК). При небольшой глубине проникновения фильтрата ПЖ (10—20 см) выделение газонефтяного (ГНК) или газоводяного контакта проводят по снижению показаний на кривых НГК и НКТ против нефтеносной или водоносной части пласта. Более надежные результаты получают при использовании двухзондового нейтрон-нейтронного каротажа, когда показания длинного (более глубинного) зонда дают возможность судить о характере насыщения пласта, а показания короткого (малоглубинного) — об однородности пласта.

Достаточно хорошие результаты могут быть также получены при повторных замерах НГК или НКТ одним и тем же зондом в скважине, обсаженной колонной. Такой пример показан на рис. 160. Первый замер выполнен в открытом стволе скважины, второй — в колонне через 30 дней после ее цементации. В результате частичного расформирования зоны проникновения и естественного перераспределения флюида газонасыщенный пласт отметился четким максимумом при повторном замере кривой НКТ.

Картинка

В случае наличия в коллекторе глинистого материала для определения газожидкостного контакта более надежные результаты можно получить при использовании различных модификаций импульсного нейтронного каротажа. Один из таких способов заключается в измерении в скважине двух дифференциальных кривых с различными временными задержками, например tз=800 и 1300 мкс. При этом интерпретация геофизических данных сводится к следующему. Выбирают заведомо нефтеносный опорный пласт с литологией, близкой к литологии исследуемого интервала. Показания против опорного пласта на двух временных задержках нормируют и сравнивают с этими же показаниями против исследуемого интервала. В результате нефтеносные пласты, близкие по литологии и характеру насыщенности к опорным, отмечаются отсутствием приращений показаний на диаграммах, зарегистрированных при различных задержках. Газоносные пласты будут характеризоваться положительным приращением на кривой с большим временем задержки, водоносные при соблюдении тех же условий — отрицательными приращениями. Плотные пласты на диаграммах ИННК могут отметиться, как и нефтегазоносные, т. е. наличием положительного приращения или отсутствием приращения. Для выделения в разрезе плотных пород и исключения их из объекта исследования используют данные микрокаротажа и других видов геофизических исследований.

На рис. 161 показано выделение в разрезе газоносных пластов по описанной методике. В качестве опорного пласта выбран слабоглинистый нефтеносный песчаник (1809—1817 м) с массовой глинистостью Сгл. м≈0,12. В интервале 1803—1809 м залегает газоносная часть этого пласта приблизительно той же литологии (песчаник) с Сгл. м≈0,13. Против газоносного пласта зафиксировано четкое положительное приращение на кривой ИННК, полученной при tз=1300мкс. В интервалах 1786—1788 и 1790—1792 м увеличения показания на кривых приращений ИННК отсутствуют, что объясняется значительной глинистостью здесь коллектора. Пласт на глубинах 1742—1763 м отмечается как газоводонасыщенный, на глубине 1760 м в нем выделяется газоводяной контакт ГВК. Верхняя часть пласта более глинистая и характеризуется отсутствием приращения; здесь же положительным приращением отмечается плотный прослой (1744,4—1746,8 м).

Картинка

Эффективность методики двух задержек в сильной степени зависит от глинистости исследуемых пластов. При Сгл>20% эта методика неприменима. Неоднозначность результатов может быть обусловлена и такими факторами, как неоднородность литологии, коллекторских свойств и насыщенности пород.

В карбонатных коллекторах разделить газоносную и водоносную (нефтеносную) части пласта по кривым нейтронного каротажа затруднительно. Это объясняется относительно низкой пористостью карбонатных пород по сравнению с терригенными и, следовательно, меньшим различием водоносной (нефтеносной) и газоносной частей пласта по водородосодержанию.

Комментариев к статье нет..
[ Добавить ] комментарий
Поля с пометкой * обязательны для заполнения

*Ваше имя
  Ваш сайт  
  Ваш город
*Ваше сообщение

Код подтверждения
*Код с картинки   @
код на картинке содержит только цифры (0..9) и буквы англ. алфавита (A..Z)