Положение - водо-нефтяной контакт
Cтраница 2
Применение сцинтиляционных счетчиков при проведении гамма - и гамма-нейтронного каротажа дает возможность определить положение водо-нефтяного контакта при помощи гамма-спектрометра. Установка второго дискриминатора гамма-излучений с уровнем энергии выше нормального позволяет отличать излучения, испускаемые хлором, от обычных и таким образом устанавливать положение водо-нефтяного контакта. [16]
Такие же расчеты делают и в дальнейшем по отношению к изменившемуся ( текущему) положению водо-нефтяного контакта. [17]
Успех изоляции подошвенной воды в монолитном пласте зависит от правильного выбора интервала гидравлического разрыва, который определяется положением водо-нефтяного контакта. [18]
В мощных пластах песчаников амплитуда аномалии АС СП является показателем содержания глинистого материала и может быть использована для определения положения водо-нефтяного контакта, если глинистость пласта постоянна. [19]
Высокая минерализация ( хлоросодержание) пластовой воды повышает интенсивность гамма-излучения радиационного захвата, что уменьшает достоверность оценки пористости, но позволяет установить положение водо-нефтяного контакта по НГК. Метод имеет небольшую глубинность исследования ( 20 - 40 см), поэтому при наличии значительной зоны проникновения, заполненной пресным фильтратом, характер насыщения пласта не сказывается на достоверности оценки пористости. Модификацией НГК является спектрометрический нейтронный гамма-каротаж ( СНГК), основанный на изучении спектров гамма-излучения радиационного захвата. [20]
 |
Принципиальные схемы оконтуривания залежи. [21] |
В ряде случаев бывает полезно дополнить эти схемы еще двумя скважинами, расположенными по одной на каждой периклинали, что позволяет не только уточнить положение водо-нефтяного контакта, но и составить дополнительный профильный разрез по осевой линии скважин. [22]
Аналогичное явление установлено и в Сураханском месторождении ( южное поле), где подкирмакинская свита залегает на большой глубине ( 2800 м) и где положение водо-нефтяного контакта не претерпело существенных изменений, несмотря на значительную разность пластовых давлений, наблюдаемых в двух соседних скважинах, расположенных по обе стороны от контура водоносности. [23]
Если разведочная скважина оказалась в пределах внутреннего контура, то мощность нефтяного горизонта даст представление о минимальных размерах залежи, в случае же расположения скважины между внутренним и внешним контурами она обязательно определит положение водо-нефтяного контакта и тем самым позволит установить примерную ширину нефтяной залежи; в соответствии с этим и будут определены расстояния между разведочными скважинами. [24]
Выявление области водо-нефтяного контакта весьма затруднительно, так как на положение его влияет множество факторов: фазовая проницаемость для нефти и воды, капиллярное давление, поверхностное натяжение, величина краевого угла между фазой и породой в системе вода-нефть-порода и др. В каждом конкретном случае положение водо-нефтяного контакта следует устанавливать в зависимости от геологических условий на основе детальных промысловых исследований. [25]
Газо-нефтяной контакт или более точно самый нижний газоносный интервал может быть зарегистрирован при помощи температурного каротажа как граница между зоной, охлажденной при добыче свободного газа, и более глубоко залегающим интервалом с нормальным градиентом температуры. Положение водо-нефтяного контакта можно определить только при условии, что вместе с нефтью добывается свободный газ. При расширении последнего градиент температуры после прохождения самой нижней точки, в которой еще добывается нефть, будет резко изменяться. [26]
После извлечения труб из скважины райберуют интервал перфорации и шаблонируют эксплуатационную колонну. Затем радиокаротажем определяют положение водо-нефтяного контакта в скважине. В скважинах, обводнившихся после эксплуатации, предварительно изолируют перфорированную часть колонны путем закачки цементного раствора с последующим разбуриванием. После этого перфорируют колонну в интервале 0 5 - 1 м ниже водо-нефтяного контакта, отбитого радиокаротажем или вычисленного на основании других данных. Перфорацию производят в интервале 1 м 60 - 80 выстрелами ПК-ЮЗ для осуществления направленного гидравлического разрыва пласта. На трубах спускают пакер с якорем и после вытеснения воды девонской нефтью из заливочных труб и с забоя устанавливают пакер на 5 - 10 м выше первоначального интервала перфорации. После спада давления срывают пакер и промывают скважину обратной промывкой подщелоченной или пластовой водой. Затем снимают кривую ГК для фиксации местоположения образованных трещин. [27]
Точное определение контактов требуется особенно для построения карт изопахит эффективной нефтенасыщенной мощности при подсчете запасов нефти. Наиболее тщательно должно быть установлено положение водо-нефтяного контакта в пологих структурах с небольшой высотой залежи нефти, так как ошибки, даже небольшие, сильно сказываются на точности подсчета запасов нефти. [28]
На основании приведенных данных можно заключить, что существующие методы радиокаротажа, применяемые при исследовании скважин, которые обводняются подошвенной водой, нуждаются в усовершенствовании. Совершенно очевидно, что без точного знания положения водо-нефтяного контакта в скважине трудно с уверенностью осуществлять изоляционно-оздоровительные работы по прекращению притока в скважину подошвенной воды. [29]
Значительно лучшие результаты достигаются, если создать водонепроницаемый экран между нижней обводненной и верхней нефтеносной частями пласта. Для этого при помощи специальных геофизических измерений определяют положение водо-нефтяного контакта в скважине. [30]
Страницы: 1 2 3