Интерпретация диаграмм ИНМ. Определение коэф.нефтенасыщенности

Задачи, решаемые ИНМ:

1. Литол.расчленение разреза: для этого использ-ся инф-ция о величине τ или I_n. В осад. г.п. повышенное показание I_n (плотности) набл-ся n_т: в плотных низкопористых разностей известняков и доломитов, а также в н/г насыщ. песч. Минимальные показания в глинах, а также в высокопористых водоносных коллекторах. Угольный прослой- повышенные показания.

2. определение флюидальных контактов: ВНК, ГЖК и хар-р насыщения пород- главная задача ИНМ.

Преимущества ИНМ: задача определения контактов можно решать достаточно уверенно, при ср-но низкой минерализации пластовой воды. С_в=20-50.

Преимущество ИННМ, что генератор его можно выкл, поэтому нет вреда экологии по сравнению ННМ, кот.нельзя выкл.

3. ИНМ нашел широкое применение при исследовании действующих экспл.скв, обсаженных колоннами для прослеживания ВНК, ГНК, установления н/н зон и интервалов неотдающих нефть, выявления перетоков м/у пластами, прослеживание фронта продвижения пресной и минерализ.водой, т.е. при контроле за разработкой.

4. Определение характера насыщения пород и коэф-та нефтенасыщенности – К_н.

пласты, насыщенные высокоминер.водами, либо высоко водоносный пласт.

К_н 1). чистые породы: λ_нп= λ_фл*К_п+ λ_ск(1-К_п); λ_фл= λ_в*К_в+ λ_нК_н. относительно К_в и К_п нужно решить систему уравнений с целью найти К_п.

2) глинистый коллектор: λ_нп= λ_фл*К_п* λ_гл* К_гл + λ_ск(1-К_п-К_гл); λ_фл= λ_в*К_в+ λ_нК_н

Влияние длины зонда на характер диаграмм НМ.

НМ основан на измен хар-ки поля γ -излуч, возник под действием внеш источника нейтронов. При исслед зондами длина, кот > 40 см, плотность нейтронов в среде в большим водородосод в зоне размещ индикатора мала, т.к. в такой среде нейтроны замедляются и поглащ вблизи источника. В рез-те породы с высоким водородосод-м отмечаются низкими показаниями. Если L =20-30 см, то плотн тепл нейтр не зависит от водородосод-я. В инверсион обл-ти нет диф-ии по водородосодерж. При размерах менее 20 см (доинверсион зона) сильное влияние оказ скв., поэтому на практике применяют зонды больших размеров (НГМ-50-60, ННМ – 40-50). На рез-ты значит влияние оказ элементы, облад аномально высокой способн захвата тепловых нейтронов (хлор, бор, литий).

 

Интерпретация диаграмм НМ. Определение нейтронной пористости.

НГМ

1. Выделение пластов и определение границ.

2. Снятие показаний (отсчет I_nn и I_γ),

3. Приведение показаний I_{nγ р}à I_nγ^∞ к условиям пласта бесконечной толщины.

4. Приведение к стандартным скважинным условиям I_nγ^∞àI_nγ^ст

По данным НМ получают хорошее расчленение разреза по Н-содержанию при малом влиянии d_c и h_гк на показания.

НМ проводят в обсаженных и необсаженных скв. Результаты измерений относят к середине расстояния между детектором и источником n. Кривые хар-ся теми же особенностями, что и кривые ГМ.

I_{nγ р} =I_{nγ п} +I_γ +I_{nγ с}+ I_{γ ф}+ I_γγ, I_γγ – интенсивность γ-квантов, рассеянных породой, исходящих из источника.

I_{nγ с}+ I_{γ ф}+ I_γγ – является const, либо может быть приведена к ней путем приведения показаний к стандартным условиям измерения.

Задачи, решаемые НМ.

1. определение литологии

2. определение К_п

Используются стационарные методы (НГМ, ННМ_т и ННМ_нт). Диаграммы стационарных методов рекомендуют использовать для оценки К_п в период формирования ЗП, т.е. используются диаграммы, записанные сразу после бурения скв. Разница между ННМ_т и ННМ_нт – в учете С_в. Показания стационарных НМ зависят в основном от Н-содержания среды, окружающей скв прибор, в некоторой степени зависит от содержания Cl в пластовой воде и промывочной жидкости. Н-содержание н, г и воды, заполняющих поры, а так же минералов, содержащих в своем составе связанную воду, выражают через Н индекс ω, равный отношению концентраций атомов Н в жидкости или газе к его концентрации в пресной воде. ω для г.п. в целом называют эквивалентной влажностью или нейтронной пористостью. ω_п (ω_Σ, К_{п n}). ω пресной воды и нефти = 1, ω газа << ω пр воды. Это связано с тем, что газ в пласте имеет Н-содержание в 623/Р раз меньше и плотность в 1340/Р раз меньше, чем нефть или вода. ω _{соленой воды} = (δ_в-С_в)/ δ_{в пресной}

· чистый водоносный пласт: ω _{в п} =К_п ω _в=К_п

· чистый пласт с неоднородным хар-ром насыщения: ω_п=К_п ω _фл, ω _фл= К_вω_в+ К_нω_н+ К_гω_г.

· глинистые пласты и пласты, содержащие гипс:, ω_{п гл} = К_пω_в+ К_глω_гл., ω_гипса= К_пω_в+ К_гипсаω_гипса.

Т.к. Н-содержание газа < Н-содержание н и воды, то ω_гп<ω_гнп< ω_нп= ω_вп

К_{п n}=К_п+К_гл*ω_гл

Для определения К_{п n} получают разные зависимости. Основные зависимости показаний стац НМ от суммарного Н-содержания или n пористости представляют собой отношение показаний I в породе к I в воде: I/I_в=f(K_{п n}) или I^-1=f(K_{п n}) – для однозондовых приборов.

А=f(K_{п n}), α=f(K_{п n}) – для двухзондовых приборов.

А=I_м/I_б, α=lnA/ΔL, ΔL=L₂-L₁.

Эти зависимости получены для нескольких диаметров необсаженных скв и для приборов, лежащих на стенке скв без глинистой корки. В интервале К_п=2-25% эти зависимости имеют линейный вид.

Непосредственное использование основных палеток и показаний в у.е. возможно лишь при применении стандартизированных приборов в связи с существенным изменением дифференцирующей способности приборов. Непосредственное определение К_{п n} по показаниям в у.е. может привести к существенным погрешностям поэтому для практического использования рекомендуется интерпретация с применением двойного разностного параметра. Δ I_n=f(K_{п n} )

ΔI_n =(I_n –I_min)/(I_max- I_min), 0< ΔI_n<1.

С помощью ΔI_n осуществляется эталонирование по 2 опорным пластам или средам с разной эквивалентной влажностью. I_min – в размытых глинах, I_max – в плотных породах с пористостью 1-5%. В общем случае получаемое значение К_{п n} отличается от истинного K_п. Это связано с несоответствием ст условий, для которых получены основные зависимости показаний НМ, а так же связаны с неучетом св-в изучаемого коллектора. Основные зависимости получают на моделях известняка.

3. определение флюидальных контактов

4. контроль за продвижением контактов

5. выделение интервалов, не участвовавших в разработке.