Определение ВНК методами ГИС

Главной задачей при изучении нефтяных и газовых месторождений является выделение в разрезе нефтегазаносных пластов и определение водонефтяного (ВНК) и газожидкостного (ГЖК) контактов. Определение положения ВНК необходимо при подсчете запасов углеводородов месторождения. При этом возникают некоторые сложности. Так как контакт нефти и воды в природных коллекторах является нечетким, то переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно, на некотором интервале которой образуется переходная зона. Мощность переходной зоны будет зависеть от проницаемости пласта и разности в плотностях нефти и воды, чем меньше разница, тем меньше мощность переходной зоны. В случаях, когда нефть отделена от воды глинистым поропластом или пласт коллектор имеет высокую проницаемость, то переходная зона отсутствует.

За условный ВНК (ГЖК) при наличии переходной зоны принимают уровень, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.

Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1-1,5 м. Это зона в которой переходная зона имеет критическое удельное сопротивление и водонасыщение.

Контроль над положениями ГЖК и ВНК в обсаженных интервалах осуществ- ляется нейтронными методами НГК, НК-Т. В основе метода аномальные нейтронные свойства хлора, который содержится в пластовых водах. В случаях с не обсаженной колонной или со скважинами только вышедших из бурения эти методы малоэффективны, из-за проникновения в пласт фильтрата пресного глинистого раствора; в пластах вскрытых перфорацией, - вследствие перемешивания воды с глинистым раствором, находящимся в скважине, и наличия конусов выноса.

Также, перспективными при определении ВНК в обсаженных колонами скважинах, являются методы ИНК. Наилучшие результаты с помощью ИНК получают в районах с высокой минерализацией пластовых вод (более 100 г/л), где показания ИННК и ИНГК против водоносных и нефтеносных пластов различаются в несколько раз (до 10), тогда как различия показаний стационарных методов нейтроного каротажа составляет 10-20% [2].

В случаях с однородными пластами по литологии и по пористости определение положение ВНК по результатам качественной интерпретации, осуществляется методами НГК, ИННК и ННКТ. При этом пластовые воды должны быть высокой минерализации. На диаграммах НГК -фиксируется уменьшение показаний, на диаграммах ИННК и ННКТ увеличение показаний на любой задержке.

Рисунок 1. Определение ВНК в нижнем и верхнем неперфорированных пластах по данным ИННК в условиях высоких минерализация пластовых вод и однородного пласта [1]

Иногда в процессе вытеснения пластовыми водами нефти на ряде месторождений в ободряющихся интервалах разреза отмечается радиогеохимический эффект, заключающийся в некотором обогащении пластовых вод радием. Благодаря этому, повторные измерения радиоактивности в эксплуатационных скважинах ряда месторождений позволяют обнаружить обводненные участки разреза, отмечающиеся значительным повышением гамма-активности по сравнению с ее величиной к моменту сооружения скважины [4].

Таким образом, формирование сложных переход зон препятствует точному опре- делению положения ВНК методами ГИС. В качестве дополнительной информации в таких случаях необходимо иметь полные сведения об основных свойствах флюидов и характере их поведения, воздействия и реакции в различных физических условиях. При этом у геофизических методов есть недостатки, связанные со строгим учетом параметров которые насыщают пласт различными флюидами, и физическими свойствами коллекторов (проникновение фильтрата промывочной жидкости, наличие или отсутствие экранирующих пропластков, степень минерализации пластовых вод и др.)