Фізика/5. Геофізика

Ст. Марчак М.М.

Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна

Проектування нейтронних методів для виділення водонафтових контактів

Контроль переміщення ВНК в обсаджених свердловинах проводиться методами радіометрії. Найточніше положення ВНК визначається у обсаджених неперфорованих свердловинах. Знаходження текучого положення ВНК за даними нейтронних методів базується на різниці хлорвмісту в нафтовій і водоносній частинах колектора. За даними НГК водонафтовий контакт може бути надійно встановлений в пластах, у яких нафта витісняється мінералізованою водою з хлорвмістом понад 120-150 г/л і k_п³20%. Контакт нафта-вода на кривих НГК фіксується збільшенням І_ng навпроти водоносної частини пласта до 15% у порівнянні з нафтоносною.

В осадових гірських породах, пори яких заповнені водою або (і) нафтою, загальний вміст водню оцінюється водневим індексом, який рівний відношенню об’ємної концентрації атомів водню в даному середовищі до його концентрації у прісній воді. У гірських породах цю величину називають еквівалентною вологістю w. Таким чином водневий індекс для прісної води w_в = 1. Еквівалентна вологість нафти w_н » w_в = 1. Водневий індекс мінералізованої води визначається формулою:

(1.1)

де С_в – мінералізація води;

d_в – густина води у пластових умовах (пластовий тиск дорівнює гідростатичному тиску промивальної рідини, геотермічний градієнт Г=3°C/100м) (рис.1.1);

d_в0 – густина води у нормальних умовах (T=20°C; Р=0,1МПа) (рис.1.1).

Водневий індекс чистих, які не містять хімічно зв’язаної води, гірських порід, насичених прісною водою (або нафтою і прісною водою),

w_нп » w_вп = k_п´ w_в = k_п , (1.2)

де w_нп – водневий індекс нафтонасиченої породи;

w_вп – водневий індекс водонасиченої породи;

k_п – коефіцієнт пористості;

w_в – водневий індекс води.

Густина, г/см³

Рисунок 1.1 – Залежність густини водяного розчину NaCl від концентрації солі за даних пластових умов – температурі T_пл і тиску P_пл (1 – 0,1 МПа, 2 – 5,8 МПа, 3 – 47,6 МПа)

Тому водневий індекс таких порід дорівнює їх пористості.

У глинистих колекторах, скелет яких містить кристалізаційну (хімічно зв’язану) воду,

w_нп » w_вп = k_п + k_гл´ w_зв , (1.3)

а у глинистих колекторах, пори яких заповнені мінералізованою водою,

w_вп = k_п´ w_мв + k_гл´ w_зв , (1.4)

де w_нп – водневий індекс нафтонасиченої породи;

w_вп – водневий індекс водонасиченої породи;

k_п – коефіцієнт пористості;

w_мв – водневий індекс мінералізованої води;

k_гл – коефіцієнт глинистості (рис.3.2);

w_зв – водневий індекс зв’язаної води.

w_зв = Sа_і ´ w_{зв і}., (1.5)

де а_і – долевий вміст і-ої компоненти глинистого цементу;

w_зв – водневий індекс зв’язаної води і-ою компонентою глинистого цементу.

Таблиця 1.1 – Вміст зв’язаної води у деяких мінералах

Мінерал	Каолініт	Хлорид магнезіальний	Гідромусковіт	Монтморилоніт
wзв (м^3/м^3)	0,36	0,34	0,17	0,13

Зв’язок інтенсивності гамма-випромінювання, яке виникло внаслідок радіаційного захоплення теплових нейтронів, з еквівалентною вологістю гірських порід w дуже складна і вивчена, в основному, за допомогою моделювання в конкретних випадках. В результаті моделювання будують зв’язки між величиною w і показами нейтронного метода, виражені в одиницях відносної амплітуди (рис.1.2):

(1.6)

де I_ng – покази НГК у досліджуваному пласті;

I_ng^min – мінімальні покази НГК у розрізі свердловини;

I_ng^max – максимальні покази НГК у розрізі свердловини.

Відносна амплітуда показів гамма-каротажу DJ_g знаходиться аналогічно.

Рисунок 1.2 – Залежність DJ_ng = f(w)

Рекомендована література

1. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб. пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. 327с.

2. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. для вузов. - М.: «Недра», 1991. 223с.