Дослідження залишкового водонасичення продуктивних порід методами нейтронного каротажу
Ключові слова:
обводнення, пласт-колектор, імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж, насичення, час життя теплових нейтронів, скелет породи.Анотація
Більшість розвіданих родовищ нафти і газу на Україні перебувають на середній та пізній стадіях розроблення.
Такий стан родовищ нафти і газу вимагає постійного моніторингу геофізичними методами дослідження
свердловин. Основним досліджуваним параметром геофізичними методами контролю за розробкою
нафтогазових родовищ є коефіцієнт поточного нафтогазонасичення. Одним із таких ефективних
методів з визначення поточного нафтогазонасичення є імпульсний нейтрон-нейтронний каротаж. На достовірність
визначення поточного насичення впливають такі чинники, як концентрація вмісту хлору в пластовій
воді, об’єм порового простору, параметри свердловинних умов, мінеральний склад скелету колекторів
та інші. Найбільш суттєво впливає невизначеність мінерального складу скелету порід складної будови,
коефіцієнт пористості, товщина металевої колони і цементного кільця.
З метою зменшення похибки оцінки поточного насичення продуктивних відкладів авторами роботи
пропонується будувати просторові схеми розподілу нейтронних параметрів у скелеті породи для відкладів
конкретного родовища, де нема інформації з оцінки мінерального складу скелету.
Для визначення ступеня обводнення покладів у площинному варіанті необхідно використати результати
виміру часу життя теплових нейтронів імпульсним нейтронним каротажем проти досліджуваного
продуктивного інтервалу. Різниця критичного і виміряного часу життя теплових нейтронів продуктивного
пласта у конкретній свердловині вказує на ступінь обводнення.
Для дослідження продуктивних порід складної будови у роботі пропонується новий підхід, у якому при
визначенні обводнення проводиться корекція об’єму порового простору за даними методу нейтронного
гамма-каротажу.
Завантаження
Посилання
эксплуатации нефтяных скважин на поздней
стадии разработки месторождений / Галлямов
М. Н., Рахимкулов Р. Ш.; под ред.
А.Х. Мирзаджанзаде. – Москва: Недра, 1978. –
207 с.
2 Сидоров И. А. Воздействие на призабойную
зону скважин в целях ограничения отбора
воды / И. А. Сидоров, Ю. А. Поддубный, В. А.
// Нефтепромысловое дело. – 1984. –
Вып. 1(73). – 56 с.
3 Бойко В. С. Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений / В. С. Бойко. – М. :
Недра, 1990. – 427 с.
4 Дахнов В.Н. Геофизические методы определения
коллекторских свойств и нефтегазонасыщения
горных пород / В.Н. Дахнов. – М.:
Недра, 1975.–341 с.
5 Поляков Е.А. Методика изучения физических
свойств коллекторов нефти и газа /
Е.А. Поляков. – М.: Недра, 1981. – 182 с.
6 Кобранова В.Н. Физические свойства горных
пород (петрофизика) / В.Н. Кобранова. –
М.: Государственное научно-техническое издательство
нефтяной и горнотопливной литературы,
1962. – 490 с.
7 Афанасьев В.С. Новая петрофизическая
модель электропроводности терригенной гранулярной
породы / В.С. Афанасьев, С.В. Афанасьев.
– Тверь, «ГЕРС», 1993. – 28 с.
8 Физические основы импульсных нейтронных
методов исследования скважин /
[Ю.С. Шимелевич, С.А. Кантор, А.С. Школьников,
Н.В. Попов, В.П.Ивакин и др.]. – М.:
Недра, 1976. –214 с.
9 Теория нейтронных методов исследования
скважин / С.А. Кантов, Д.А. Кожевников,
А.Л. Поляченко, Ю.С. Шимелевич – М.: Недра,
1985. – 224 с.
10 Кожевников Д.А. Нейтронные характеристики
горных пород и их использование в
нефтегазопромысловой геологии / Д.А. Кожевников.
– М.: Недра, 1974. – 184 с.
11 Старостін В.А. Методика комплексної
інтерпретації імпульсного нейтрон-нейтронного
каротажу та гамма-спектрометричного
каротажу / В.А. Старостін, В.В. Федорів,
А.В. Старостін: збір. наук. праць за матеріалами
5ої Міжнар. конф. „Нафта-Газ України-98”,
Полтава, 15 – 17 вересня ”, том 1. – Полтава,
1998. – С.409 – 410.
12 Резванов Р.А. Радиоактивные и другие
неэлектрические методы исследования скважин:
учебник для вузов / Р.А. Резванов. – М.:
Недра 1982. – 368 с.
13 Алексеев Ф.А Использование ядерных
методов в нефтегазовой геологии / Ф.А. Алексеев,
Р.П. Готтих, В.С. Лебедев. – М. : Недра,
1973. – 383 с.
.png)
