СКАЧАТЬ:  [attachment=361]

Содержание

Введение……………………………………………………………………….……..2

1Режимы разработки нефтяных месторождений…………………………………3 

2 Технологии воздействия га залежь нефти…………………………………….10

3 Вытеснение нефти из пластов-коллекторов…………………………….……..15

Заключение…………………………………………………………………….……19

Список литературы………………………………………………………………..21

Введение

Успешная разработка нефтяных и газовых месторожденийопределяется тем, насколько правильно будет выбрана система разработки.  В процессе разработки возникает необходимость контролировать и уточнять состояние залежей с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при их разбуривании и эксплуатации.                                                                             Высокая эффективность систем заводнения обусловлена тем, что при помощи закачки воды повышают пластовое давление,  в результате чего нефть эффективнее выжимается из порового пространства к эксплуатационным скважинам.  Главное преимущество таких систем заключается в том,  что при заводненииповышается интенсивность отбора нефти из пласта.  С другой стороны такие методы поддерживания пластового давления представляют опасность заводнения продуктивных пластов.  Может возникнуть такая ситуация,  когда закачиваемая вода «опередит» нефть, продвигаясь по наиболее проницаемым участкам. В этом случае часть нефти в пласте изолируется в так называемых «целиках», что в свою очередь затруднит ее извлечение.                             Очень важно иметь возможность регулирования процессов заводнения.  Способы регулирования,  основанные на изменении дебетов закачки воды и отбора нефти, требуют информации о текущих изменениях в пласте. Контроль за заводнением — одна из важнейших и самых сложных проблем разработки нефтяных месторождений.  В настоящее время более 70%  нефти добывается из месторождений,  которые эксплуатируются с поддержанием пластового давления путем заводнения.  Одним из главных вопросов рациональной разработки нефтяных месторождений с естественным упруговодонапорным режимом,  а также с применением законтурного и внутриконтурногозаводнений является контроль и регулирование продвижения контуров нефтеносности.

1 РЕЖИМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин,  т.е.  к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии.  Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии.  В процессе эксплуатации месторождения,  как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта,  до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.                    За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности,  методы поддержания пластового давления.  Темп снижения пластового давления,  характеризующего энергетические ресурсы пласта,  зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных -  естественных факторов:

• наличия газовой шапки,  энергия расширения которой используется при разработке месторождения;
  • запаса упругой энергии в пластовой системе;
  • содержания растворенного в нефти газа,  энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоямскважин;
  • наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;
  • гравитационного фактора,  который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы,  определяющиеся природными условиями,  связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от человеческого вмешательства.  Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.               Совокупность всех естественных и искусственных факторов,  определяющих процессы,  проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин,  принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

• водонапорный (естественный и искусственный),

• упругий,

• газонапорный (режим газовой шапки),

• режим растворенного газа,

• гравитационный.

Рассмотрим идеализированные условия,  когда тот или иной режим проявляется в «чистом виде», т. е. когда изменения в залежи в процессе ее разработки обусловлены действием только одного режима,  а проявление других режимов либо отсутствует вовсе, либо столь незначительно, что им возможно пренебречь.

Водонапорный режим

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод,  имеющих регулярное питание (пополнение)  с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой.  Проницаемый пласт 2 (рис. 1.3) 14 обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3,  которой может служить естественный водоем -  русло реки.  В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4.  Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод.  Это и обусловливает активность законтурной воды.                                                                   Как правило,  пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой,  равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2-8 %  от извлекаемых запасов вгод).      В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды,  вытесняющей нефть,  создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.                                                                                При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи  (нефть,  вода)  всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.                                                           Перераспределение давления в пласте,  которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин,  должно при этом режиме происходить быстро  (теоретически мгновенно),  поэтому этот режим еще называют жестким.  Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно.  Этот режим теоретически изучен наиболее полно.  В настоящее время более 80 %  всей добываемой нефти15 получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

Упруговодонапорный режим 

         Режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью компенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате, снижение давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незначительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной области пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом залежи относительно водоносной области.

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие:

• большой удаленности от нее;
• пониженной проницаемости;
•  значительной неоднородности пласта;
•  повышенной вязкости нефти;
• больших размеров залежи и соответственно значительных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

Упруговодонапорный режим характерен для всех залежей, приуроченных к элизионным водонапорным системам.

Проявлению упруговодонапорного режима способствует залегание пласта-коллектора на большой площади за пределами залежи. Так же, как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения.

Процесс вытеснения нефти водой из пласта аналогичен водонапорному режиму (смотри рисунок 3.1 а), однако вследствие менее благоприятных геолого-физических условий доля не извлекаемых запасов по сравнению с водонапорным режимом несколько возрастает. Динамика показателей разработки при упруговодонапорном режиме (Рисунок 3.2) имеет и сходства с динамикой водонапорного режима, и отличия от нее.

Рисунок 3.2 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режимедавление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: q_к — нефти, q_ж — жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; k_извл.н — коэффициент извлечения нефти

         Основное сходство состоит в том, что на протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается постоянным вследствие превышения пластового давления над давлением насыщения.

Отличия заключаются в следующем: при упруговодонапорном режиме на протяжении всего периода разработки происходит снижение пластового давления; по мере расширения области снижения давления вокруг залежи, темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает. Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи.

Темп добычи нефти при упруговодонапорном режиме во II стадии разработки обычно не превышает 5 – 7 % в год от НИЗ (см. рисунок 3.2). К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80 % извлекаемых запасов. Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработки может достигнуть 2 – 3. Значения конечного коэффициента извлечения нефти обычно не превышают 0.5 – 0.55. В связи со значительными различиями в активности режима диапазон значений относительных годовых и конечных показателей разработки при нем довольно широк.

Природный упруговодонапорный режим, сохраняющийся до конца разработки, характерен для верхнемеловых залежей Грозненского района, Восточной Украины и других районов.

Режим газовой шапки

Этот режим проявляется в таких геологических условиях, при которых источником пластовой энергии является упругость газа, сосредоточенного в газовой шапке. Для этого необходимо,  чтобы залежь была изолирована по периферии непроницаемыми породами или тектоническими нарушениями.       

Рисунок 3.3 — Пример разработки нефтяной залежи при природном газонапорном режиме                                                                                          

Темп изменения среднего пластового давления при разработке такой залежи может быть различным в зависимости от темпов разработки и от соотношения объемов газовой шапки и нефтенасыщенной части залежи. Такую залежь можно рассматривать как сосуд с жидкостью и газом, причем отбор жидкости сопровождается расширением газа.                                                       Таким образом, разработка месторождения при режиме газовой шапки неизбежно сопровождается падением пластового давления со всеми16 вытекающими из этого последствиями  (уменьшение дебитов,  сокращение периода фонтанирования,  переход нефтяных скважин на газ и др.).  В реальных условиях разработка такого месторождения может быть осуществлена в условиях смешанного режима с помощью искусственного поддержания пластового давления закачкой воды в законтурную область или закачкой газа в газовую шапку.

Режим растворенного газа

Дренирование залежи нефти с непрерывным выделением из нефти газа и переходом его в свободное состояние, увеличением за счет этого объема газонефтяной смеси и фильтрации этой смеси к точкам пониженного давления  (забои скважин)  называется режимом растворенного газа.  Источником пластовой энергии при этом режиме является упругость газонефтяной смеси.  При этом пластовая энергия равномерно распределена во всем объеме нефтенасыщенной части пласта.                                                                                      При таком режиме правомерен принцип равномерного размещения скважин по площади залежи.  Режим растворенного газа характеризуется быстрым падением пластового давления и закономерным увеличением газового фактора,  который на определенной стадии разработки достигает максимума, а затем начинает падать в результате общего истощения и полной дегазации месторождения.                                                                                                 Режим отличается самым низким коэффициентом нефтеотдачи,  в редких случаях достигающим значений 0,25.  Без искусственного воздействия на залежь  (например,  закачкой воды или другими методами) режим считается малоэффективным. 

2 ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ

Целями воздействия на залежь нефти являются поддержание пластового давления и,  что более важно,  увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Масштабы применения методов воздействия на залежи нефти очень велики.  Среди них доминирующим методом остается поддержание пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды. Существуют следующие основные методы воздействия на пласт.

1. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды: законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.

2. Поддержание давления закачкой газа:  закачка воздуха,  сухого газа, обогащенного газа, закачка газа при параметрах, близких к критическим.

3. Тепловые методы воздействия:  закачка в пласт горячей воды илиперегретого пара, создание в пласте подвижного фронта горения, тепловая обработка призабойной зоны пласта.                                                      Существуют так же и другие специальные методы воздействия,  которые являются сочетанием названных выше. 

Поддержание пластового давления закачкой воды

Законтурное заводнение                                                                         Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин,  расположенных за внешним контуром нефтеносности.  Линия нагнетательных скважин располагается примерно в  300 - 800  м от контура нефтеносности для создания более равномерного воздействия на него,  предупреждения образования языков обводнения и локальных прорывов воды в эксплуатационные скважины.  Этот метод18 эффективен при небольшой ширине залежи (~ 5-6  км).  Проницаемость пластов-коллекторов должна быть высокой (~0.4-0.5 мкм 2; 1 мкм 2≈ 1 Дарси).  Строение коллектора должно быть более или менее однородным. Не должно быть непроницаемых экранов.  Вязкость нефти должна быть относительно небольшой.

Рисунок 3.6 — Система разработки нефтяной залежи с законтурнымзаводнением. Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Приконтурноезаводнение                                                                       Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контуранефтеносности или даже между внешним и внутренним контураминефтеносности.  Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается.  С этим связаны некоторые возможные потери нефти вследствие образования целиков между нагнетательными скважинами.

Рисунок 3.7 — Система разработки нефтяной залежи с приконтурнымзаводнением. Контуры нефтеносности: 1 — внешний, 2 — внутренний; Скважины: 3 — нагнетательные, 4 - добывающие

Внутриконтурное заводнение                                                                Воздействие на пласт в этом случае осуществляется через систему нагнетательных скважин,  расположенных по той или иной схеме внутри контура нефтеносности.  Это более интенсивная система воздействия на залежь нефти,  позволяющая сократить сроки выработки запасов и быстро наращивать добычу нефти.  Различают несколько разновидностей внутриконтурногозаводнения:                                                                                           Разрезание залежи линейными или круговыми рядами нагнетательных скважин. При этом разрезные линии располагают так, чтобы образовывались площади самостоятельной добычи и различные по геологическим особенностям.  Преимуществом разрезания на площади самостоятельной разработки является возможность начинать проектирование и разработку с площадей наиболее продуктивных и с наибольшими запасами.  Но применение такой системы возможно лишь в том случае, когда введенное в разработку месторождение хорошо разведано.                                                                        Блоковое заводнение.  Нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), в пределах которых размещают19 ряды добывающих скважин такого же направления.  При вытянутой форме залежи ряды скважин обычно располагают перпендикулярно к длинной оси структуры.  При изометрической форме залежи направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продольных пластов –  обычно в крест превалирующей ориентации зон с повышенной мощностью (обычно это соответствует большому проникновению).  Ширину блоков выбирают от 4  до 1.5  км в соответствии с понижением гидропроводностиколлектора. При ширине блоков 3.5 – 4 км между ними принято распределять 5  рядов эксплуатационных скважин.  Если меньше – 3  ряда.  Уменьшение количества добываемых рядов в сочетании с сужением блоков повышает активность такой системы заводнения за счет повышения горизонтального градиента давления и уменьшения количества добывающих скважин на одну нагнетательную. Преимущество систем разработки с блоковымзаводнениемзаключается в том,  что такие системы могут проектироваться и реализовываться,  когда детальные сведения о залежи и ее контурах еще не известны.        

Рисунок 3.8 — Система разработки нефтяной залежи с блоковымизаводнением. 1 — контур нефтеносности; Скважины: 2 — нагнетательные; 3 — добывающие

Площадное заводнение. Добывающие и нагнетательные скважины приэтой системе располагаются правильными геометрическими блоками в виде пяти-,  семи-  или девятиточечных сеток,  в которых нагнетательные и добывающие скважины чередуются  (рис. 1.4).  Такие системы обладают значительно большей активностью. Это вызвано тем, что в рамках системы с площадным заводнением любая добывающая скважина с самого начала разработки непосредственно взаимодействует с нагнетающей.  Но такая система опасна с точки зрения обводнения скважины,  так как образуются целики.  Площадноезаводнение применяется широко при разработке малопродуктивных залежей с низкой проницаемостью коллектора,  с повышенной вязкостью нефти. Но используется и с хорошими коллекторами,  если необходима интенсивная добыча.

Избирательное заводнение.  Залежь разбуривается сеткой скважин,  а положение нагнетательных скважин выбирается в соответствии с характером коллектора  (с его свойствами). Добыча нефти должна происходить сначала из наиболее продуктивных участков залежи.  Применяется при резкой зональной неоднородности пластов.                                                                                    Очаговое заводнение.  Соответствуетизбирательномузаводнению,  но применяется как дополнение к другим видам заводнений,  если они не обеспечивают влияние закачки воды по всей площади залежи. Обычно очаги заводнения создают на участках не испытывающих или испытывающих недостаточное влияние заводнения после освоения основного типа заводнения этой залежи.  Как правило,  для закачивания воды используют добывающие обводнившиеся скважины,  и,  в некоторых случаях,  бурятся дополнительные нагнетательные скважины.

Поддержание пластового давления закачкой газа                                              В продуктивных коллекторах,  в составе которых присутствует много глинистого материала,  разбухающего при его смачивании пресной водой,  закачка воды для поддержания пластового давления,  как правило,  неэффективна. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа,  не взаимодействующего с породами коллектора,  может оказаться достаточно эффективной,  так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.               С энергетической точки зрения ППД закачкой газа -  процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды.На вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой.  Кроме того,  некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти,  отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.                                           Поэтому поддержание пластового давления закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях,  пластовое давление которых мало,  или на неглубоких месторождениях.  

3 ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ

Вытеснение нефти водой

Вытеснение нефти водой в однородном пласте происходит за счет вертикальных и горизонтальных движений ВНК.  Поэтому для характеристики перемещений ВНК употребляют два термина:

• Подъем ВНК

• Перемещение контуров нефтеносности

Нефть и вытесняющий ее агент движутся в пористой среде совместно,  но полного вытеснения нефти заменяющими ее агентами никогда не происходит, так как размеры пор неоднородны и вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью,  чем нефть в процессе замещения неизбежно опережает нефть.   Механизм вытеснения нефти водой из однородного коллектора при закачке в нагнетательные скважины пресной воды можно представить следующим образом:                                                                                                        При начальной насыщенности нефти в пласте и остаточная вода находится в ненарушенном состоянии и удельное электрическое сопротивление коллектора ρп будет высоким в эксплуатационной скважине.  При подходе фронта закачиваемой воды к эксплуатационной скважине за счет солевого обмена происходит увеличение содержания ионов Cl – до значительной минерализации пластовой воды, то есть закачиваемая пресная вода осолоняется. Содержание ионов Cl - может возрастать до его содержания в пластовых водах или становится больше,  так как при своем движении фронт захватывает все большую часть погребенной пластовой воды.  Образуется вал осолоненной воды.                                                                                                        Удельное электрическое сопротивление пласта в результате этогоснижается,  содержание воды в продукции скважины составляет первыепроценты. На этапе интенсивной промывки скважины содержание Cl- в воде начинает снижаться по экспоненциальному закону,  в соответствии с этимснижается и проводимость  (или возрастает удельное электрическое сопротивление).  На этапе конечной выработки содержание нефти в пласте достигает величины,  близкой к остаточной нефтенасыщенности.  Минерализация воды в пласте,  включая и остаточную воду,  становится равной минерализации закачиваемой воды,  следовательно,  удельное электрическое сопротивление коллектора на конечных этапах возрастает.                                      На поздних стадиях разработки давление в пласте может снижаться до давления насыщения нефти газом (то давление, при котором растворенный в нефти газ выделяется из нее). Газ выделяется, и фильтрация нефти по пласту происходит в присутствии газа.  Свободный газ в пористой среде способствует более полному вытеснению нефти.                                                                 Для повышения эффективностизаводнения в закачиваемую воду добавляют поверхностно-активные вещества  (ПАВ).  В воду добавляют и другие добавки:  кислотные,  отходы химической промышленности.  Это позволяет повысить коэффициент нефтеотдачи на 10-15 %.                                 Несмотря на широкое применение методов заводнения, закачка воды в пласт мало эффективна или не применима для месторождений со сложными геологическими условиями или при содержании в пласте высоковязкой нефти.  В неоднородных,  часто чередующихся пластах эффективность заводнения резко падает,  а при вязкости нефти более 20-30  сантипуаз этот метод не дает положительных результатов, и трудно осуществим. 

Вытеснение нефти закачиваемыми газами                                       Помимо заводнения пластовое давление можно поддерживать путем закачки в пласт углеводородных газов.  Можно закачивать эти газы под высоким давлением;  или закачивать газ,  обогащенный более тяжелыми углеводородными газами;  или закачивать газ высокого давления с предварительным нагнетанием в пласт сжиженного газа.                                  При нагнетании в пласт  «сухого»  газа происходит следующее:  закачиваемый газ, попадая в пласт, насыщается углеводородами этаном (C2H4)  и гексаном (C6H14).  В результате фронт газа все больше и больше24 обогащается промежуточными компонентами нефти, и взаиморастворимостьгаза и нефти увеличивается. Течение такого флюида приближается к течению однофазного флюида, который движется по поровому пространству быстрее.  Чтобы создавать при закачке сухого газа зону полной взаимной растворимости нефти и газа надо поддерживать давление 21 Мпа и более.  Более простым способом смешивания нефти и газа является закачка жирного или обогащенного газа.  При нагнетании такого газа  C2H4 и  C6H14 конденсируются в пласте,  благодаря чему нефть этими элементами обогащается, и нефть и газ взаимно растворяются. К недостаткам указанныхметодов следует отнести то,  что в условиях неоднородных коллекторовувеличение нефтеотдачи происходит лишь по отдельным пропласткам,  обладающим большей проницаемостью.

Заключение

В настоящее время контроль за разработкой развился в отдельноенаправление со своей методикой, методами и аппаратурой. Использованиеэтих методов позволяет решать следующие задачи:

1. Определять положение и наблюдать за продвижением ВНК и ГНК в процессе вытеснения нефти из пласта;

2. Контролировать перемещение фронта нагнетательных вод по пласту;

3. Оценивать коэффициенты текущей и конечной нефтенасыщенности и нефтеотдачи пластов;

4. Изучать отдачу и приемистость  (способность пласта приниматьзакачиваемую воду) скважин;

5. Устанавливать состояние флюидов в стволе скважины;

6. Выявлять места поступления в скважину вод и перетоков нефти и воды в затрубном пространстве;

7. Оценивать техническое состояние эксплуатационных и нагнетательных скважин;

8. Изучать режим работы технологического оборудования эксплуатационных скважин;

9. Уточнять геологическое строение и запасы нефти.

До конца 40-х годов XX  века ВНК изучался преимущественно по данным электрокаротажа. Это, естественно, накладывало свои ограничения: исследования проводились только в необсаженных скважинах,  следовательно,  геологи получали информацию о первоначальном положении ВНК,  начальном контуре нефтеносности,  нефтенасыщенности,  интервалах перфорации.                 Перемещение внутреннего контура нефтеносностиможно было проследить только по появлению воды в эксплуатационныхскважинах. 

В 50-х годах XX  века с внедрением радиоактивного каротажа появилась реальная возможность создавать способы разделения нефтеносных и водоносных коллекторов в обсаженных скважинах. Однакорезультаты этих методов достоверны только в том случае, если установлено, что вода не поступает в скважину из других пластов вследствие нарушенияколонны или тампонажа скважин. При контроле за разработкой основным является различие по нейтронным свойствам минерализованной пластовойводы.                          Наряду со стационарными и импульсными методами при контроле за разработкой широкое распространение получили методы радио-,  термометрии, акустического каротажа, дебитометрии, а также специальныеметодики интерпретации.

Список литературы

1. Ипатов А.И.,  Кременецкий М.И.  Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: НИЦ  «Регулярная и хаотическая динамика»;  Институт компьютерных исследований.

2. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И.,  Резванов Р.А.  Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.  Уч.  для вузов. –  М.: Недра, 1991.

3. Коноплев Ю.В.,  Кузнецов Г.С.,  Леонтьев Е.И.  и др.  Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений М.:  Недра.