Стратиграфия
Тектоника
Гидрогеологическая характеристика
Плотностные свойства
Нейтронные свойства
Обзор имеющихся отечественных технологий геофизических исследований бурящихся горизонтальных скважин
Комплекс методов для геофизических исследований в горизонтальных скважинах
Состояние и перспективы развития методов акустического каротажа, термометрии и резистивиметрии
Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств
Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах
Охрана труда и техника безопасности при геофизических работах
Проводить испытания устьевое оборудование один раз в год с составлением акта
Характеристика предприятия
Навигация
Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств
Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири
122005
знаков
6
таблиц
4
изображения
6.3 Выбор и обоснование методов ГИС применяемых в горизонтальных скважинах для оценки коллекторских свойств
Раньше в тресте “Сургутнефтегеофизика” наиболее распространенным методом определения пористости по данным ГИС в Западной Сибири является метод самопроизвольной поляризации пород. Длительное время он выступал в качестве базовой методики с использованием статической зависимости:
Кппс = 8,3 •
α пс + 12,7
где
α пс = ΔUоп/ΔUп
ΔUоп - разность потенциалов против опорного пласта;
ΔUп - разность потенциалов против исследуемого пласта.
В случае проведения каротажа в скважине с солевым биополимерным раствором метод самопроизвольной поляризации не работает. И поэтом необходимо искать другие пути определения пористости пород.
Для определения пористости коллекторов пласта по двойному разностному параметру ΔJГК, используется уравнение регрессии:
Кп= 19,23-13, 95 • ΔJГК
Двойной разностный параметр рассчитывается по формуле:
где JГК - показания ГК в коллекторе;
J min - показания ГК в пласте чистого песчаника;
J max - показания ГК для пластов неразмытых чистых глин.
Зачастую в горизонтальном участке ствола скважины отсутствуют опорные пласты или очень заглинизированны. Отсюда можно сделать вывод, что данный метод не рекомендуется использовать для грубой оценки коэффициента пористости и выделения высокопористых коллекторов в разрезе скважин.
Методики определения пористости по данным нейтронного каротажа основаны на оценке общего водородосодержания пород (ω) с последующим учетом влияния различных геолого-технологических факторов (минерализации пластовых вод и промывочной жидкости, толщины глинистой корки, глинистости и др.). Для данного метода в тресте «Сургутнефтегеофизика» используется следующая статистическая зависимость:
Кп= 0,752- НКТ2/НКТ1-0,238+ 0,136 • αпс
где НКТ2, НКТ1 - интенсивность излучения тепловых нейтронов, соответственно по малому и большому зондам, у.е.
Основным фактором, сдерживающим использование нейтронного каротажа для определения Кп в горизонтальных скважинах на солевом биполимерном растворе, является глинистость и отсутствие амплитуды ПС – αпс.
При использовании методики определения пористости по данным акустического каротажа (АК) не учитывается параметр αпс.
Для расчета по данной методике используется следующее уравнение:
,
где: DtСК, DtЖ, DtГЛ – соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.
Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:
,
Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:
,
Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: DtСК = 170 мкс/м; DtЖ = 645 мкс/м.
Это уравнение отражает общий характер зависимости между Кп без учета влияния αпс.
Оценка пористости пород по АК оказывается единственным способом при реализованном в данный момент аппаратурном комплексе.
6.4 Усовершенствованная методика обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах.
В связи с внедрением новых видов аппаратуры проведения ГИС в горизонтальных скважинах возникла необходимость в новых методах обработки и интерпретации ГИС в горизонтальных скважинах. Для этого в ОАО НПП “ГЕРС” была разработана и внедрена в тресте “Сургутнефтегеофизика” новая программа Geowise. Для интерпретации стандартных методов используется программа СИАЛ-ГИС и для акустического каротажа LogPWin.
6.4.1 Первичная обработка
Цель и задачи первичной обработки является:
Считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде
“время– данные ГИС”.
Оценка качества записи данных ГИС.
Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС.
Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.
Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени –глубине.
В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.
Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:
При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:
А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:
После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпритации.
Похожие работы
... , так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть. 3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры: - дебитов добывающих скважин, - приемистости нагнетательных скважин, ...
... (рациональная система нефтепроводов). Это, однако, не означает полного возврата к старой модели управления. 4) Сохранение единого экономического пространства - условия выживания топливно-энергетического комплекса. 5) Найти четкую и продуманную программу инвестиций в нефтяную промышленность. 6) Организовать единый Российский банк нефти и газа, государственная внешнеторговая фирма, включающая ...
... оранжевую окраску моркови. Глава 3. ПРОМЫШЛЕННОЕ ПОЛУЧЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ Алканы, алкены, алкины и арены получают путем переработки нефти (см. ниже). Уголь тоже является важным источником сырья для получения углеводородов. С этой целью каменный уголь нагревают без доступа воздуха в ретортной печи. В результате получается кокс, каменноугольный деготь, аммиак, сероводород и каменноугольный газ. ...
... было бы ожидать в связи с обилием карстующихся пород. Более широко они развиты в южной части страны, где отсутствует сплошная мерзлота. Так, на Лено-Ангарском и Лено-Алданском плато имеется масса карстовых воронок, колодцев, слепых долин и т. д. С активным физическим выветриванием в условиях резко континентального климата связано обилие глыбово-каменистых россыпей, каменных потоков - курумов и ...
0 комментариев