Page 62 - 4651

Нейтронні властивості прісної води і нафти близькі.
Тому надійне поділ нафтоносних і водоносних пластів
можливий тільки при не надто малій мінералізації пластових
вод (вище 100-150 г/л для стаціонарних і 30-50 г/л для
імпульсних методів). У зв'язку з цим для розділення
відносинах і нафтоносних колекторів за розформуванням зони
проникнення доцільно застосовувати імпульсні нейтронні
методи.
Значення k г в міжзернових теригенних і карбонатних
колекторах з пористістю більше 15 - 20% при двофазному (газ
- вода) і трифазному (газ - нафта - вода) насиченні визначають
за результатами спеціальних досліджень методами НГК або
ННК-Т в обсадженій неперфорованій свердловині.
Дослідження проводять за схемою: перший замір - в
необсадженому стовбурі, другий - відразу після спуску
колони, третій і наступний - через певні інтервали часу.

Навчальний елемент 2.3.2. Оцінка характеру насичення
пластів-колекторів за нейтронними методами. Завершуються
дослідження при стабілізації показів ННК-Т в часі в
газоносному колекторі, що свідчить про повне розформування
зони проникнення фільтрату бурового розчину.
Оптимальний часовий інтервал всього циклу досліджень
може тривати залежно від проникності колектора і початкових
параметрів зони проникнення від 2 - 3 тижнів до декількох
місяців. Для колектора з повністю розформованою зоною за
діаграмою одного з останніх замірів НК визначають величину
водневмісту ω п, а потім, використовуючи рівняння для чистих
колекторів

  k   1 k   k , (2.16)
п п. заг в г г г

(де k п.заг. – коефіцієнт загальної пористості; ω в – об’ємний
водневміст пластової води; ω г – об’ємний водневміст газу),
вирішують його відносно k г.
З викладеного вище випливає, що для вирішення
розглянутої задачі необхідно комплексування НМ з одним із
методів пористості – ГГК-Г або AК. Можливість виділення
газоносних колекторів і визначення в них k г за даними

61