Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин

Выделение коллекторов по качественным признакам и количественным критериям, по структуре порового пространства. Оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов методами ГИС. Определение коэффициента пористости в пласте.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра Геофизических методов исследования скважин
по дисциплине «Автоматизированная обработка и интерпретация данных ГИС»
на тему: «Обоснование выделения коллекторов методами ГИС»
1.2 Выделение коллекторов по качественным признакам
1.2.1 Наличие глинистой (шламовой) корки
1.2.2 Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа
1.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений
1.2.4 Повторные измерения сопротивлении
1.2.5 Повторные измерения ГК при принудительном задавливании в пласты индикаторной (меченой) жидкости, содержащей растворенные вещества с повышенной естественной радиоактивностью, - методика "ГК-активация-ГК"
1.2.6 Повторные измерения НК при задавливании в пласты жидкости, содержащей вещества с высоким сечением поглощения нейтронов, - методика "НК-активация-НК"
1.2.7 Выделение коллекторов в разрезах скважин, бурящихся с применением ПЖ на нефтяной основе
1.2.8. Выделение коллекторов по повторным замерам ПС при цементных заливках
1.2.9 Выделение коллекторов по данным ГИС, выполняемых в обсаженных скважинах
1.2.10 Использование данных ГТИ для выделения коллекторов
1.3 Выделение коллекторов по количественным критериям
1.3.3 Особенности выделения коллекторов с использованием количественных критериев
1.4 Разделение коллекторов по структуре порового пространства
1.5 Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров тонкослоистых и трещинных коллекторов по данным высокоразрешающих методов ГИС
1.5.1 Выделение тонких пластов с использованием микросканеров
1.5. 2. Оценка параметров тонких пластов
1.5.3 Возможности микросканеров при исследовании трещинных коллекторов
1.5.4 Возможности микроэлектрических сканеров при исследовании каверново-поровых коллекторов
2. Изученность и нефтегазоносность пласта
2.1 Геолого-геофизическая изученность месторождения
3.2 Обосновани Кнг и оценки насыщения
Породой-коллектором называют породу, способную вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке в любых, даже незначительных количествах. Именно такое определение коллектора лежит в основе оценки геологических запасов нефти, газа и конденсата. Выделение коллекторов реализуется по прямым качественным признакам или с использованием количественных критериев, обоснование которых по результатам геологоразведочных работ (ГРР) и эксплуатации будет подробно рассмотрено ниже.
Вопросу обоснования количественных критериев всегда уделялось много внимания. При этом количественные критерии коллекторов назывались нижними, абсолютными либо абсолютными нижними пределами фильтрационно-емкостных свойств, геолого-геофизическими кондициями, абсолютными пределами запасов и т.п.
Кроме этого выделялась и другая группа количественных критериев, в основу определения которых была положена информация о рентабельных или экономически целесообразных дебитах нефти и газа, т.е. технико-экономические кондиции. Эти критерии имеют разнообразную физикоэкономическую основу и зависят от коэффициентов извлечения УВ и минимальной эффективной толщины hэф коллекторов, их динамической емкости, проницаемости и продуктивности, либо только их продуктивности. Численные значения этих критериев изменяются по мере развития техники и технологии добычи нефти и газа, изменения цен, технологических условий и стандартов на товарную продукцию, создающих условия для экономически оправданного освоения запасов нефти и газа. В некоторых работах к коллекторам относят только те породы, в которых жидкости и газы содержатся в промышленных объемах, а притоки нефти или газа превышают минимальные рентабельные дебиты.
Необходимо отметить, что при подсчете геологических запасов применение для выделения коллекторов подходов, базирующихся на технико-экономических критериях, неправомерно. Нельзя применять и способы выделения коллекторов, основанные на использовании любых величин дебитов, т.к. критерии коллектора для них не остаются постоянными. Значения кондиционных пределов в этих способах изменяются во времени и различаются в зависимости от геологических особенностей разреза. Последнее объясняется тем, что при постоянной депрессии один и тот же дебит можно получить при высокой проницаемости и малой толщине пласта либо при его низкой проницаемости и большой толщине. Следовательно, пласты с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами в разное время и в разных условиях могут быть отнесены к коллекторам и неколлекторам.
Еще раз отметим, что при определении геологических запасов УВ к коллекторам относятся породы, способные вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке: величина извлекаемых объемов жидкости либо газа и их дебиты при этом не оговариваются. Определенные таким образом коллекторы характеризуются стабильными признаками и критериями и содержат геологические запасы УВ.
По условиям образования коллекторы нефти и газа относятся преимущественно к осадочным отложениям, редко к вулканогенным и вулканогенно-осадочным и иногда к изверженным породам кристаллического фундамента. По вещественному составу различают терригенные, карбонатные, вулканогенные коллекторы и их смешанные типы. Известны также коллекторы, связанные с галогенными отложениями, представленными гипсом, ангидритом и смесью галита с карбонатными породами.
По морфологии порового пространства коллекторы делятся на поровые (межзерновые, гранулярные), трещинные, каверновые и смешанные (порово-трещинно-каверновые). Наименования последних варьируют в зависимости от вклада отдельных видов пустот в общие емкость и проницаемость коллектора. Большинство терригенных и карбонатных коллекторов поровые. Трещинные коллекторы характерны для плотных метаморфизованных низкопористых пород, прежде всего для карбонатных, частично - для вулканогенных и редко - для терригенных. По-видимому, трещинным является также коллектор, представленный битуминозными аргиллитами, нефть и газ в которых содержатся в трещинах и пространстве между "листочками" аргиллита. Трещин- но-каверновый и порово-трещинно-каверновый коллекторы типичны для карбонатных, а также для вулканогенных отложений и практически не встречаются в терригенных породах.
Поровые коллекторы считаются простыми, если они сложены одним породообразующим минералом (за исключением цементирующих веществ) и содержат один тип подвижного флюида (нефть, газ либо воду). К сложным относят коллекторы, обладающие, по крайней мере, одним из следующих признаков:
• сложным минеральным составом породообразующих веществ, включая высокое содержание глинистых минералов;
• сложной структурой порового пространства;
• многофазной насыщенностью в пределах одного пластопересечения.
Из-за трудностей количественной оценки по геофизическим данным параметров тонких пластов к сложным коллекторам следует отнести также все коллекторы толщиной менее 1,5 м.
При традиционном аппаратурном и методическом обеспечении геофизических исследований все под счетные параметры (эффективная толщина - h эф, коэффициенты пористости - К п и нефтегазонасыщенности - К нг) в абсолютном большинстве случаев могут быть определены только в пластах и прослоях толщиной h эф > 1,5 м. В пластах меньшей толщины (1,5 м > hэф > 0,5 м) по материалам ГИС определяют эффективные толщины и коэффициенты пористости; коэффициенты нефтегазонасыщенности могут быть уверенно установлены в отдельных случаях в коллекторах без проникновения или с малой (D/d < 2) глубиной проникновения. Для тонких одиночных пластов (0,5 м > h эф > 0,2 м) по кривым ГИС устанавливается только h эф, количественные определения других параметров практически невозможны.
Как уже отмечалось выше, изложенное относится к случаю использования традиционного комплекса ГИС со стандартным разрешением. Применение высокоразрешающих методов ГИС в первую очередь, каротажных акустических и электрических микросканеров (FMS, FMI и др.) позволяет выделять в разрезе пласты толщиной до первых сантиметров.
По характеру смачиваемости поверхности твердой фазы различают коллекторы гидрофильные, гидрофобные и частично гидрофобные. У последних лишь часть поверхности твердой фазы избирательно смачивается водой.
Еще раз укажем, что выделение коллекторов любого типа проводится с использованием установленных для них прямых качественных признаков или количественных критериев.
Прямым качественным признаком коллектора является проникновение фильтрата ПЖ в пласты, которое устанавливается по данным ГИС и является следствием движения пластовых флюидов в поровом пространстве породы. Очевидно, что прямой информацией о наличии коллекторов в разрезе является получение притоков пластовых флюидов при опробовании и испытании пластов, в том числе приборами на каротажном кабеле. Прямые качественные признаки используются как для непосредственного выделения коллекторов в разрезах скважин, так и для обоснования количественных критериев.
Под количественными критериями коллекторов понимают величины фильтрационно-емкостных (K п, K п p и др.) или соответствующих им геофизических (бпс, ?t, W, у, ?Jг и др.) характеристик, по которым на статистическом уровне пласты разделяются на проницаемые и непроницаемые, т.е. на коллекторы и неколлекторы.
Определение эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин включает выделение коллекторов, оценку характера их насыщенности и положений газонефтяного, водонефтяного или газоводяного контактов (ГНК, ВНК и ГВК соответственно) между пластовыми флюидами.
Границы пластов-коллекторов устанавливаются по диаграммам геофизических методов согласно общеизвестным правилам, описанным в учебниках и справочниках по интерпретации, а также в соответствующих руководствах по методам ГИС.
Кривые большинства методов ГИС (ПС, БК, ИК, ДК, АК, ЯМК) симметричны. На этих кривых интервалы в которых амплитуда регистрируемого параметра изменяется от значений во вмещающих породах до значения в пласте-коллекторе, равны длине зонда. Границы пласта соответствуют серединам этих интервалов.
В методах РК (ГК, НК, ГГК) при применении аппаратуры для аналоговой записи кривые асимметричны, сдвинуты в направлении движения прибора за счет влияния интегрирующей ячейки. Границы пластов толщиной более 1 м необходимо определять по началу крутого подъема и спуска кривой. Вместо этого иногда авторы отчетов с подсчетом запасов допускают отступления от этого правила и проводят границы пластов по середине интервалов спуска и подъема кривой, что приводит к досадным ошибкам (иногда значимым) при определении толщин выделенных коллекторов.
1.2 Выделение коллекторов по качественным признакам
Среди видов ГИС, применяемых при изучении вскрытых скважиной горных пород, наибольшей информативностью и достоверностью при выделении в изучаемом разрезе проницаемых интервалов, т.е. пластов-коллекторов, обладают так называемые прямые методы исследования пласта ОПК и ГДК. Факт получения из пласта флюида в любом количестве и измерения пластового давления аппаратурой ОПК и ГДК является прямым доказательством наличия коллектора независимо от геофизической характеристики пласта. Неполучение притока флюида из пласта при ОПК и ГДК в случае благоприятной геофизической характеристики не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлектору. В таких случаях требуется проведение дополнительных (повторных) исследований.
К сожалению, прямые исследования в нашей стране, за исключением отдельных регионов (Якутия. Республики Башкортостан и Татарстан, Астраханская и Оренбургская области, шельф о. Сахалин), практически не применяются или применяются крайне редко (Западная Сибирь), поэтому на практике повсеместно для выделения коллекторов используется комплекс качественных (прямых и косвенных) признаков, а также количественные критерии.
Прямые качественные признаки являются наиболее надежным способом выделения коллекторов. Они основаны на доказательстве подвижности пластовых флюидов. Таким доказательством является установление факта наличия проникновения в пласты фильтрата ПЖ и формирования (или расформирования) зон проникновения; эти факты в большинстве случаев являются достаточным признаком коллектора.
Признаками проникновения по данным ГИС являются:
• сужение диаметра скважин, зафиксированное на кривой кавернометрии, вследствие образования глинистой или шламовой корки;
• радиальный градиент сопротивлений, измеренных зондами с разной глубинностью исследований:
• изменение показаний методов ГИС, выполненных по специальным методикам и фиксирующих формирование или расформирование зоны проникновения.
В коллекторах со сложной структурой пустотного пространства прямые качественные признаки устанавливаются чаще всего только по материалам ГИС, выполненным по специальным методикам и фиксирующим формирование зоны проникновения при:
• повторных измерениях во времени при сохранении свойств ПЖ в стволе скважины (методика временных измерений);
• измерениях на ПЖ с различными физическими свойствами (методика двух ПЖ с различной минерализацией, методики с закачкой активированных меченных жидкостей);
• направленном воздействии на пласты путем создания дополнительной репрессии (методика "каротаж-репрессия-каротаж") или депрессии ("каротаж-испытание-каротаж").
В обсаженных скважинах прямые качественные признаки устанавливаются при повторных измерениях стационарными импульсными видами нейтронного каротажа (НК), свидетельствующих о расформировании во времени зоны проникновения.
Весьма информативными для выделения коллекторов являются также данные ГТИ (данные механического каротажа, расходометрии, газового каротажа и результаты анализа шлама и керна).
Косвенные качественные признаки обычно сопутствуют прямым признакам и характеризуют породы, которые по своим емкостным свойствам и чистоте минерального скелета могут принадлежать к коллекторам. К этим признакам относятся:
• аномалии на кривой самопроизвольной поляризации ПС (отрицательные, если удельное сопротивление ПЖ больше сопротивления пластовой воды, и положительные при их обратном соотношении);
• низкие показания на кривой гамма-каротажа (ГК):
• показания ядерно-магнитного каротажа (ЯМК), превышающие фоновые:
• затухание упругих волн, создаваемое трещинами и кавернами, при акустическом каротаже. Косвенные качественные признаки отражают присутствие, но не движение в исследуемой породе свободных флюидов. Например, показания ядерно- магнитного каротажа, превышающие фоновые, с равным успехом могут характеризовать сообщающиеся и несообщающиеся между собой поры и каверны. Увеличенное затухание упругих волн при акустическом каротаже может быть вызвано присутствием в породах открытых либо залеченных трещин и каверн и т.п.
В общем случае выделение коллекторов по качественным признакам следует проводить по совокупности прямых признаков, указывающих на наличие проникновения фильтрата ПЖ в пласты, с использованием косвенных качественных признаков.
Для исключения присутствующих в выделенных пластах-коллекторах тонких плотных высококарбонатных или глинистых непроницаемых прослоев привлекаются данные всего имеющегося комплекса ГИС (МК, БМК, БК, ГК, НК, АК).
Эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам существенно зависит от времени между разбуриванием и исследованием разреза, а также от ряда технологических и геологических факторов, к которым прежде всего следует отнести величину репрессии на пласт и свойства ПЖ. Эффективность снижается при низкой водоотдаче ПЖ, в разрезах с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) или при бурении на равновесии (репрессия на пласт близка к нулю). Снижается эффективность выделения коллекторов по прямым качественным признакам и на газовых месторождениях с высотой залежей в сотни метров, где в приподнятых участках залежей репрессии значительно ниже, чем вблизи ГВК (или ГНК).
Известны факты отсутствия прямых признаков проникновения против высокопроницаемых коллекторов в длительно бурящихся скважинах вследствие кольматации пластов глинистыми частицами, а также гематитом и магнетитом при применении утяжеленных промывочных жидкостей. Кольматация пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами происходит медленнее, и они дольше сохраняют признаки коллекторов.
В породах с пластовыми водами хлоркальциевого типа, разбуривающихся на промывочных жидкостях с добавками карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ), со временем проникновение фильтрата ПЖ в коллекторы прекращается вследствие появления в порах нерастворимого осадка, образующегося при взаимодействии пластовой воды с КМЦ; более того, существовавшие вначале корки исчезают. Скорость образования осадка зависит от интенсивности фильтрации, концентрации КМЦ и содержания воды в порах. Например, в скважинах Ботуобинского нефтегазоносного района (Якутия), бурящихся на рассолах, исчезновение шламовых корок против низкопористых водонасыщенных коллекторов наблюдается в первые 5 суток после их вскрытия. Против водонасыщенных высокопористых (К п = 16 - 24%) коллекторов корки сохраняются до 25 суток. В продуктивных коллекторах процессы закупорки происходят более медленно вследствие малых величин остаточной водонасыщенности K во.
Рассмотрим более детально возможности и эффективность для выделения коллекторов вышеперечисленных прямых качественных признаков и методики их установления.
1.2.1 Наличие глинистой (шламовой) корки
Фильтрация в пласты ПЖ имеет следствием образование глинистых или шламовых корок. Если образующиеся корки вызывают заметное уменьшение диаметра скважины по сравнению с номинальным, то наличие корок легко устанавливается на кривых кавернометрии или профилеметрии.
Толщина глинистой корки зависит от качества ПЖ: чем больше водоотдача ПЖ, тем толще корка. При водоотдаче 6-8 см 3 /30 мин толщина корки обычно превышает 1 - 2 см. Шламовые корки, которые образуются при бурении скважин на неглинистых ПЖ, более рыхлые; их толщина достигает 3 - 5 см.
Судить о наличии корок затруднительно в интервалах с увеличенным диаметром скважины, например, против рыхлых или сильно трещиноватых выкрашивающихся разностей.
Уменьшение диаметра скважины не является признаком коллектора в интервалах образования сальников против пластичных глинистых пород, в призабойной зоне с осевшими шламовыми частицами и против тонких уплотненных прослоев, расположенных в толще коллектора, против которых происходит "размазывание" корки в ходе спуско-подъемных операций в процессе бурения.
Отсутствие глинистых или шламовых корок при наличии других признаков и критериев коллектора не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, так как оно может быть следствием прекращения проникновения фильтрата ПЖ в коллекторы по ряду перечисленных выше технологических и геологических причин.
1.2.2.Наличие положительных приращений на кривых микрокаротажа
Превышение показаний микропотенциал-зонда (МПЗ) над показаниями микроградиент-зонда (МГЗ). именуемое положительным приращением, обусловлено наличием корки. Поэтому положительные приращения на диаграммах МК являются надежным признаком коллектора в той мере, насколько надежен признак наличия корки.
При использовании данных МК необходимо обращать внимание не только на наличие или отсутствие положительных приращений, но и на абсолютные величины измеренных зондами МК кажущихся сопротивлений р к. При высоких р к начинает проявляться нелинейность аппаратуры, причем для МГЗ она возникает при меньших р к, чем для МПЗ. По этой причине положительные приращения иногда наблюдаются против плотных прослоев неколлекторов с высоким сопротивлением.
Верхний предел диапазона сопротивлений, в котором обеспечивается линейность измерений р л. обоими зондами МК, для каждого прибора определяется при его эталонировке. Для современной цифровой аппаратуры он достигает 50 - 60 Ом-м, для ранее выпускавшейся аналоговой аппаратуры он был значительно ниже и во многих случаях составлял 15 - 20 Ом-м.
С особой предосторожностью следует использовать данные МК в неоднородных коллекторах, содержащих тонкие плотные прослои. При большой толщине корки (более 2 см), а также в случае неплотного прижатия башмака микрозонда к стенке скважины уплотненные прослои могут не отмечаться на кривых МК.
Положительных приращений на кривых МК может не быть при бурении скважин на технической золе в условиях отсутствия корок и в скважинах, пробуренных на минерализованных ПЖ (р с < 0,2 Ом*м). В последнем случае показания обоих зондов против коллекторов отличаются несущественно вследствие близости удельных сопротивлений корки и промытой зоны. Однако, в ряде случаев в скважинах с минерализованной ПЖ при тонких корках и неглубоких зонах проникновения получают кривые МК удовлетворительного качества, поэтому эффективность МК для выделения коллекторов должна проверяться в конкретных геологотехнических условиях.
1.2.3 Наличие радиального градиента сопротивлений
Изменение удельного электрического сопротивления (УЭС) пород в радиальном направлении обусловлено проникновением фильтрата ПЖ в пласт и поэтому является однозначным признаком коллектора. Наличие радиального градиента сопротивлений устанавливается сравнением показаний однотипных зондов с разным радиусом исследований (БКЗ, ВИКИЗ, многозондовые установки БК и ИК) или показаний комплекса разнотипных разноглубинных зондов БМК-БК-ИК. При использовании данных БМК нельзя забывать, что верхний динамический диапазон УЭС, измеряемых при БМК, ограничен. Для ранее выпускавшейся отечественной аппаратуры БМК он составлял 150 - 200 Ом*м; для современной цифровой аппаратуры он значительно выше и достигает 800 - 1000 Ом*м.
Если кривые названных методов зарегистрированы (или перестроены) в одинаковом масштабе кажущихся сопротивлений р к, показания зондов исправлены за влияние скважины и кривые совмещены между собой, что легко осуществимо в компьютеризированных системах обработки, то коллекторы довольно наглядно выделяются визуально по расхождению показаний разноглубинных зондов при условии, что в породах-неколлекторах показания зондов совпадают (рис. 1.1). При наличии в пределах коллекторов плотных прослоев эффективность БКЗ снижается из-за влияния экранирования.
Формирование радиального градиента сопротивлений зависит от многих факторов, в том числе от свойств ПЖ и сроков проведения каротажа. В разные сроки проведения каротажа можно получить разные радиальные градиенты. Нередки случаи, когда в одних и тех же продуктивных пластах при более ранних измерениях фиксируется четкое понижающее проникновение, затем - нейтральное, а при более поздних измерениях - ярко выраженное повышающее проникновение.
Рис. 1.1. Выделение коллекторов по качественным признакам
При бурении на ПЖ с высокой водоотдачей и проведении каротажа через большой промежуток времени после вскрытия пластов бурением могут образовываться очень глубокие зоны проникновения. В таких случаях радиальный градиент может быть вообще не зафиксирован. Подобная картина наблюдается также в случаях нейтрального проникновения, когда УЭС зоны проникновения и неизмененной части пласта одинаковы. Поэтому наличие градиента является качественным признаком коллектора, но отсутствие радиального градиента сопротивлений по данным ГИС. полученным при статических скважинных условиях, не может служить основанием для отнесения породы к неколлекторам, особенно при благоприятной геофизической характеристике, т.е. при наличии косвенных качественных признаков (отрицательная аномалия на кривой ПС, низкие показания на кривой ГК и др.).
Следует отметить один фактор, который не связан с проникновением, но при определенных условиях может приводить к появлению радиального градиента сопротивлений. Фактор этот связан с отсутствием теплового равновесия в системе "скважина-пласт". Охлаждение пород в приствольной зоне в процессе бурения создает температурную воронку в радиальном направлении, что может приводить к появлению ложного эффекта повышающего проникновения даже в непроницаемых пластах. Вопросы эти изучены пока весьма слабо. Известно, что по сравнению с глинами, а также плотными и водонасыщенными терригенными и карбонатными породами нефтегазонасыщенные породы характеризуются значительно меньшей теплопроводностью (в 2 раза и более). Следовательно, можно полагать, что в продуктивных пластах влияние этого фактора не должно быть существенным.
Таким образом, установленный факт наличия радиального градиента сопротивлений можно использовать в качестве признака коллектора при условии, что в явных породах-неколлекторах наличие градиента не отмечается.
1.2.4 Повторные измерения сопротивлении
Данные однократных измерений УЭС разноглубинными зондами ЭК или ЭМК при статических скважинных условиях не всегда лают однозначный ответ о наличии или отсутствии коллекторов в изучаемом интервале разреза. Достоверность выделения коллекторов любого типа повышается при выполнении измерений УЭС по специальным методикам, основанным на фиксации протекания динамических процессов формирования или расформирования зон проникновения во времени. Такие исследования обычно проводят для выделения сложнопостроенных коллекторов. В разрезах с простыми поровыми коллекторами они применяются редко, однако их роль бывает решающей при обосновании граничных количественных критериев коллекторов и изучении неоднородных и глинистых пластов.
Для повторных измерений УЭС чаще всего применяют БК и иногда БМК (в скважинах с электропроводящими ПЖ), а также ИК (в скважинах с электронепроводящими ПЖ). При анализе материалов повторных измерений УЭС необходимо учитывать время контакта пластов с ПЖ до первого измерения (t 1) и между измерениями (t 2), состояние ствола скважины при первом и последующих замерах, параметры ПЖ (особенно ее сопротивление, водоотдачу и плотность), состояние скважины за период между замерами (бурение или испытание, простаивание, ликвидация поглощений и применяемые при этом технологии, проработка ствола и т.д.). Для учета скважинных условий при каждом измерении УЭС пород выполняют также замеры каверномером (или профилемером, что важно при применении БМК) и скважинным резистивиметром. Для исключения влияния различного рода аппаратурных помех первые и повторные измерения УЭС желательно выполнять одним и тем же комплектом скважинной и наземной аппаратуры.
Коллекторы при повторных измерениях УЭС выделяются по закономерному изменению во времени или после направленного воздействия на пласты показаний применяемых методов, исправленных за влияние скважинных условий измерений. При этом против явно непроницаемых глинистых и плотных пластов исправленные за условия измерений показания должны остаться неизменными.
В отечественной практике опробованы с положительными результатами и применяются различные методики повторных измерений УЭС. Они перечислены в начале данного раздела. Рассмотрим особенности этих методик.
Повторные измерения сопротивлений во времени при сохранении всех свойств ПЖ в стволе скважины - методика временных измерений. Эти исследования применяются широко, поскольку не требуют специальной подготовки скважин. Характер изменений сопротивлений во времени существенно различен при бурении скважин на минерализованной (р ф = р в) и пресной (р в > 5р в) жидкостях.
При вскрытии на высокоминерализованной жидкости водонасыщенные коллекторы не отмечаются изменениями сопротивлений независимо от времен t1 и t2. Нефтегазонасыщенные коллекторы обычно характеризуются уменьшением сопротивлений, что обусловлено снижением Кн в зоне проникновения за время между измерениями. Благоприятные условия для выделения нефтегазонасыщенных коллекторов создаются при выполнении первого измерения вскоре после вскрытия пластов (малое значение t1) и второго измерения - при большом времени t2 между измерениями.
Кривые повторных измерений БМК неэффективны для выделения коллекторов независимо от времени проведения первого измерения. Промытая зона успевает сформироваться через 1 - 2 сутки после разбуривания проницаемого пласта, и ее неизменяемое в дальнейшем сопротивление измеряется зондом БМК уже при первом каротаже. При последующих повторных измерениях показания БМК изменяются мало или не изменяются совсем.
При вскрытии на пресной жидкости водонасыщенные коллекторы характеризуются увеличениями сопротивлений, что обусловлено уменьшением содержания невытесненной пластовой воды в зоне проникновения в период между измерениями.
Нефтегазонасыщенные коллекторы чаще также отмечаются увеличениями p зп особенно при невысоком значении К пг и высоком сопротивлении фильтрата (p ф > 0,5 Ом*м). Однако возможно уменьшение р, л этих пластов или его незначительное изменение.
При очень продолжительном контакте пород с пресными ПЖ отмечаются случаи, когда сопротивление увеличивается во времени в породах-коллекторах вследствие диффузного опреснения пластовой воды на значительную глубину по отдельным маломощным проницаемым прослоям. При позднем проведении измерений зоны проникновения в таких случаях не обнаруживаются.
Эффективность выделения коллекторов зависит от времени проведения измерений, которое устанавливают опытным путем. Целесообразно проводить первый замер вскоре после вскрытия пластов бурения. а второй - по окончании бурения скважины.
Повторные измерения сопротивлений при различной минерализации ПЖ - методика двух ПЖ. Экспериментально доказано, что принципиально безразлично, в какой последовательности изменяется сопротивление ПЖ в скважине: вначале пресная жидкость. а затем минерализованная, или наоборот. Эффективность выделения коллекторов определяется, в основном, различием в свойствах ПЖ и временами t 1 и t 2 проведения измерений.
Когда первое измерение выполняют на пресной, а повторное на минерализованной ПЖ, то против проницаемых пластов , независимо от типов и величин пористости, характера насыщенности и степени трещиноватости, обычно отмечается уменьшение сопротивлений при повторном измерении. Однако, иногда при втором измерении, выполненном после осолонения ПЖ, отмечаются увеличения сопротивлений против пластов-коллекторов. Это может наблюдаться, когда повышение минерализации ПЖ произошло спустя длительное время после первого и
Обоснование выделения коллекторов методами геофизических исследований скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Технология монтажа центробежного насоса
Реферат: Бизнес - планирование
Сочинение: Затеряться в самой нутряной России. По рассказу А.И.Солженицына Матрёнин двор.
Реферат: Звезды и их судьба. Скачать бесплатно и без регистрации
Онлайн Контрольная Работа По Теме Четырехугольники
Реферат: Культура початку ХХ ст Українська музика
Сочинение По Картине Головина Натюрморт Цветы
Реферат: Сущность и значение Конституции РФ
Контрольные Работы Меркин Литература 8 Класс
Курсовая работа: Учет затрат и калькуляция себестоимости на предприятии
Реферат: Предмет и методы политологии 6
Ответ На Практическую Работу
Сочинение По Цитате Эйнштейна
Курсовая работа по теме Засоби трансформації у декоративно-ужитковому мистецтві
Реферат: Трансиордания
Курсовая Работа На Тему Инвестиционный Климат Пермского Края
Реферат: Динамика антропометрических показателей детей и подростков г. Самары (1978-2008 гг.)
Курсовая Работа База Данных В Access Аэропорт
Эссе На Тему Моя Семья Моя Крепость
Реферат Атмосферный Воздух Гигиена
Пути и способы повышения устойчивости работы сельскохозяйственного производства - Безопасность жизнедеятельности и охрана труда контрольная работа
Військові нагороди Росії - Военное дело и гражданская оборона реферат
Концепция территориальной структуры хозяйства - География и экономическая география контрольная работа