начало поиск конференция разное
ссылки pomoooogiteeeee


Все темы
   Естественные науки
      География, геология, геодезия

ГИС

Назад
Московская государственная геологоразведочная академия
Кафедра ССМ
Курсовая работа
Пл. Мастахсткая, Скважина №19
Выполнили: студенты группы РФ-96-1(II)
Миклашевский Дмитрий
Романов Виктор
Проверила: Афонина Нинель Михайловна
Москва, 2000 год.
1. Задание к курсовой работе.
1) Расчленение разреза скважины на пласты
2) Построение литологической колонки
3) Интерпретация данных бокового каротажного зондирования.
4) Обработка данных ПС
? определение минерализации пластовых вод в
водонасыщенной части разреза.
? определение коэффициента пористости.
? определение сопротивления пластовых вод.
5) Определение коэффициента пористости по АК.
6) Интерпретация БК.
7) Интерпретация ИК.
8) Определение глинистости по ГК.
9) Определение пористости по НГК.
10) Определение характера насыщения коллекторов и определение
коэффициента нефтегазонасыщенности.
11) Выдача заключения о скважине.
2. Описание границ и предварительной литологии
пластов.
Плас
т
Глубина
кровли, м.
Глубина
подошвы,
м.
Мощност
ь
м.
Колонка
1
3180
3181
1
Глины
2
3181
3182
1
Плотные глины
3
3182
3183
1
Глины
4
3183
3187
4
Песчаник
5
3187
3188
1
Глины
6
3188
3190
2
Песчаник
7
3190
3191
1
Плотные глины
8
3191
3193
2
Глины
9
3193
3194
1
Плотные глины
10
3194
3196
2
Глины
11
3196
3199
3
Аргиллиты
12
3199
3203
4
Глинистый
песчаник
13
3203
3207
4
Песчаник
14
3207
3217
10
Глины
15
3217
3224
7
Плотные глины
16
3224
?
?
Глины
Для интерпретации выбраны пласты №: 4,9,12,13 и 14. Границы
пластов выделялись по данным МКЗ, БК и ПС. При определение
литологии использовались ПС, ГК и КГ.
Метод
Песчаник
Глина
ПС
Отрицательные
аномалии
Стабильно низкие
аномалии (линия
глин)
КГ
Меньше номинального
диметра диаметра (из-за
глинистой корки)
Больше номинального
диметра диаметра (из-
за каверн)
ГК
Небольшие аномалии или
их отсутствие
Максимальные
значения
3.Интерпретация данных БКЗ.
3.1. Методика БКЗ заключается в исследовании зависимости
значений ?k от длины зондов. Для этой цели используют серию
стандартную зондов КС (0.45,1.05,2.25,4.25,8.5 м). С каротажных
кривых снимаются экстремальные или оптимальные значения ?k с
учётом масштаба. Экстремальные значения используются при
интерпретации пластов малой и средней мощности (1-4,5 метров).
Против пластов высокого сопротивления снимаются максимумы ?k,
низкого - минимумы. Если мощность пластов превышает 4-5
метров, то снимаются оптимальные значения. Для этого в случае
подошвенного градиент-зонда со стороны подошвы пласта
отсекается часть кривой равной длине зонда. Оставшаяся часть
аномалии усредняется прямой линией, таким образом, чтобы
площади кривой выше и ниже прямой примерно совпадали. Если
интерпретируемый пласт достаточно мощный (h=8-10 м), то можно
снимать средние значения ?k.
Полученные данные наносят на кальку в билогарифмическом
масштабе. Для того чтобы избавится от влияния диаметра скважины
и сопротивления бурового раствора, на палетку наносят крест
образованный двумя этими параметрами. Палетка совмещается с
теоретическими кривыми именно по этому кресту. Дальнейшая
интерпретация различается в зависимости от способа снятия
значений.
3.2. К достоинствам метода относятся: высокая надёжность
интерпретации из-за использования показаний 5 различных зондов,
большое количество определяемых параметров, точность,
универсальность, скорость съёмки и относительная дешевизна. Для
терригенных разрезов (песчаник - глина, промежуточные состояния)
литологическая колонка может быть построена по данным БКЗ И
ПС, без привлечения других методов каротажа.
3.3. Недостатком комплекса является то, что тонкие пласты,
при наличии экранирующих слоёв высокого сопротивления или
неравенства ?k вмещающих пород, не могут быть
проинтерпретированы по БКЗ.
Интерва
л
h
d c
? с
0,45
1,05
2,25
4,25
8,5
? п
? зп
D зп
Шиф
р
Литолог
ия
м
см
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
ом
м
3183-3187
4
17
1.3
37
41
40
10
2
11
52
0,68
4/40
пес
3193-3194
1
28
1.3
11
14
11
17
17
-
-
-
-
глн.плт
3199-3203
4
17
1.3
30
48
27
12
6
10
50
0,68
4/40
п/г
3203-3207
4
17
1.3
31
50
30
13
8
12
52
0,68
4/40
пес
3207-3217
10
32
1.3
4,5
6,5
4
4,2
4,1
4
6
0,64
2/5
глн
3.4. Для интерпретации кривых снятых по средним или
оптимальным значениям используются двух - или трёхслойные
палетки БКЗ. Снятую с диаграммы кривую сопоставляют с
крестом сводной палетки БКЗ-1 по кресту скважины. Если
полученная кривая совпадёт с одной из палеточных или ляжет
между ними, не пересекая, то пласт не имеет промытой зоны. По
шифру теоретической кривой (?п/?с) определяют сопротивление
пласта. Обычно это относится к чистым глинистым пластам.
Если практическая зависимость сечёт двухслойные палетки, то в
пласте есть зона проникновения. По двухслойной палетке
определяем сопротивление промытой зоны и дальнейший выбор
палеток ограничивается этим сопротивлением (знаменатель
шифра трёхслойной палетки). Если кривая ляжет на одну из
палеток или между ними, то процесс интерпретации завершён.
По шифрам палетки и теоретической кривой устанавливают
диаметр зоны проникновения и сопротивление неизменённой
части кривой.
3.5 Для интерпретации кривых снятых по экстремальным значениям
необходим альбом палеток ЭКЗ. Для интерпретации ЭКЗ
необходимо знать сопротивления вмещающих пород и
мощности пласта. По отношениям ?вм/?с и h/d производится
выбор палетки. По левой части пласта определяют удельное
сопротивление зоны проникновения, по правой части - пласта.
3.6 После интерпретации по БКЗ было определено два песчаных
коллектора (пласты 3 и 14) и один песчано-глинистый (пласт
12). Кроме того, был подвергнут интерпретации пласт глин.
Тонкий пласт экранирован высокоомным пластом, залегающим
выше по скважине. Размеры зоны проникновения для
коллекторов составляют около 0,7 метров. Сопротивления глин
составляют 5 Ом*м, песчаников около 10 Ом*м.
4. Метод Поляризации Скважин.
Естественное электрическое поле в скважинах обусловлено
адсорбцией диффузией ионов на границах двух сред с разной
минерализацией Диффузионно- адсорбционные потенциалы
входят во многие формулы интерпретации ПС. Остальные
электрохимические процессы часто принимаются за помехи.
Интервал,
м
h/dc
?Uпс
, mV
?Uпс
max
-?Uпс
min,
mV
?п/?с
Dзп/
dc
?зп/

?
?Uпс
вм., mV
? пс
mV
? пс
3183-3187
24
55
-
-
-
1
-
55
0,69
3193-3194
3
6
-
-
-
-
-
-
-
3199-3203
24
52
79
-
-
-
1
-
52
0,65
3203-3207
24
79
-
-
-
1
-
79
1
3207-3217
31
3
-
-
-
1
-
3
0,03
После внесения поправки в амплитуду ПС, отсчитанной от линии
глин с учетом вмещающих пород, получаем приведённую ПС -
?s. Относительная амплитуда:
служит основой для определения
пористости по ПС. Из формулы для диффузионно-
адсорбционного потенциала U=-70*log (?ф/?в) для пласта с
максимальной амплитудой ПС можно вывести значение
удельного сопротивления пластовых вод (?ф=?с*0.8) . А этот
показатель можно в свою очередь использовать для нахождения
минерализации.
Интервал
Пористость
%
Минерализация
кг/м3
Сопротивление пластовых
вод Ом*м
3183-3187
18
3193-3194
17,5
90
0,06
3199-3203
25
Эти данные говорят о том, что пластовая вода не является пресной.
5. Гамма-каротаж.
Измеряемой величиной данного метода является естественная
гамма-активность горных пород. Известно, что глина обладает
высокой адсорбционной способностью и хорошо поглощает
радиоактивные природные элементы.(U, Th, K40). Поэтому метод
ГК широко используется при определении глинистости. При
интерпретации необходимо учитывать: мощность пласта,
постоянную интегрирующей ячейки, скорость перемещения
зонда в скважине, гамма-активность вмещающих пород,
космический фон и фон прибора. При нахождении глинистости
учитывают максимальное и минимальное значения этого
параметра в регионе. Когда эти поправки незначительны или их
невозможно ввести из-за отсутствия данных, то ограничиваются
вычислением двойного разностного параметра. Он во многом
избавлен от существующих погрешностей метода.
Интервал
J?k
J? maх
J? min
?J?
К гл
3183-3187
4
0,29
0,10
3193-3194
5,8
0,50
0,25
3199-3203
4,4
10
1,5
0.34
0,15
3203-3207
4-2,8
0,34-0,15
0,15-0,06
3207-3217
3
0.17
0,08
В результате исследования глинистости выяснилось, что пласт 13
неоднороден по своему составу. Содержание глинистых частиц в
нём заметно меняется по всей протяжённости.
6. Боковой Каротаж.
Этот метод основан на применении так называемых
сфокусированных зондов. В этих зондах добавлены один или
несколько питающих электродов, которые препятствуют
электрическому току вдоль стенок скважины. В этом случае
возможно уверенное выделение тонких пластов и их численная
интерпретация. В данные снятые с диаграмм вносятся поправки за
скважину, вмещающие породы и зону проникновения (через
псевдогеометрический фактор).
?к=?зп*j+(1-j)*?п
Интервал
? к/?с
? к
Ом*м
d с
см
? к1
Ом*м
h
м
? вм
Ом*м
? к2
Ом*м
D зп
м
? зп
Ом*м
j
? п
Ом*
м
3183-3187
15
20
17
25,3
4
14
25
0,68
52
0,3
11
3193-3194
15
20
28
28
1
35
28
-
-
-
28
3199-3203
15
19
17
25
4
24
25
0,68
52
0,3
11
3203-3207
15
21
17
27
4
23
27
0,68
52
0,3
13
3207-3217
3
4,5
32
6
10
17
6
0,64
6
0,3
3,8
Тонкий пласт может быть проинтерпретирован лишь с
допущением, что зона проникновения отсутствует.
7. Индукционный каротаж.
Данный метод основан на явлении электромагнитной индукции и
служат для определения удельного сопротивления горных пород
через их проводимость. В диаграммные значения вносятся
поправки за скважину, вмещающие породы и скин-эффект.
Основным препятствием для индукционного каротажа служит
понижающее проникновение.
Интервал
? к
? к
3183-3187
100
9
3193-3194
120
8
3199-3203
105
9
3203-3207
122
8
3207-3217
260
4
В данном случае влияние стенок скважины учесть невозможно (нет
данных об эксцентриситете прибора), поправка за вмещающие
породы незначительна (h=1-4 м), а псевдогеометрический
фактор зоны проникновения равен нулю. Следовательно, в
качестве сопротивления пластов можно брать измеренное
значение с учётом скин-эффекта. Наблюдается некоторое
занижение значений сопротивления по сравнению с БК и БКЗ.
8. Интерпретация Данных Акустического
Каротажа.
Широкое применение Акустический Каротаж (в дальнейшем АК)
нашел в области определения пористости, ведь скорость
распространения упругих колебаний по породе в большой
степени зависит от её пористости. Для пород с одним и тем же
литолого - петрографическим характером и одинаковой
пластовой жидкостью существует линейная зависимость между
пористостью (Кп) и временем пробега упругой волной единицы
длины (*t). Это и создаёт предпосылки для оценки Кп по данным
АК.
При определении пористости по данным АК наилучшие результаты
получаются в породах с Кп менее 15%. В высок пористых слабо
сцементированных породах точность определения пористости
ниже. В этом случае необходимо учитывать степень цементации
пород, а также глинистость.
Для подсчёта Кп пользуются формулой:
для неглинистого, и по формуле:
для глинистого коллектора, степень глинистости которого (Кгл)
определяется по методу естественной гамма-активности (см.
главу 8. Гамма-каротаж).
При применении вышеозначенных формул необходимо знать
скорость распространения упругих волн в минеральном скелете
породы и в жидкости насыщающей пласт. Скорость в
минеральном скелете породы может быть получена по
результатам измерений на образцах пород из исследуемого
пласта или обобщения данных АК. В нашем случае:
*ск=165 мкс/м
*гл=290 мкс/м
*ж=600 мкс/м
Интервал
глубин
Кгл
*, мкс/м
Кп
3183-3187
0,18
280
0,21
3193-3194
0,4
210
0,05
3199-3203
0,25
270
0,19
9.Нейтрон-гамма каротаж.
Показания этого метода определяются содержанием водорода в
горной породах. Для карбонатного пласта насыщенного пресной
водой или нефтью это содержание равно общей пористости.
Методика интерпретации аналогична гамма каротажу.
Единственным исключением является операция вычета
естественного гамма-фона ( в данной работе опущено).
Интервал
Jn?k
Jn? maх
Jn? min
?J?
К п
3183
3187
1,7
0,96
0,03
3193
3194
-
-
-
3199
3203
1,7
2,72
1,1
0.96
0,03
3203
3207
1,55-1,7
0,96-0,72
0,03-0,06
3207
3217
-
-
-
Общая пористость сильно занижена ( в 6 раз ) по сравнению с
данными АК и ПС, что говорит о её трещинном характере.
Интервал
Кп ПС
Кп АК
Кп НГК
3183-3187
0,18
0,23
0,03
3193-3194
0,17
0,17
0,03
3199-3203
0,25
0,19
0,03-0,06
Выдача заключения о скважине № 19
( пл. Мастахсткая).
Разрез представляет собой терригенную толщу сложенную 16-ю
пластами с мощностями от 1 до метров. Пласты выделялись по
данным микрокаротажа и ПС. Преобладающими породами
являются глины, их суммарная мощность превышает половину
изучаемой части скважины. Среднее сопротивление глин
составляет 4-5 Ом*м, а песчаников около 10 Ом*м. Пластовая
вода в водонасыщенной части разреза имеет очень низкое
сопротивление( ?в=0,06 Ом*м). Следовательно, в промытой зоне
пластов наблюдается повышающее проникновение ( ?с=1,3
Ом*м). Для интерпретации было выделено пять пластов: 3
предполагаемых коллектора, тонкий плотный пласт и слой глин.
В всех пластах наблюдается примерно одинаковая зона
проникновения (D=0,6 м). Из-за высокоомного экранирующего
пласта, залегающего выше, тонкий слой интерпретации
электрическими методами недоступен. Песчаники обладают
высокой пористостью по ПС и АК(17-25%), а по НГК общая
пористость имеет весьма низкие значения (3-6%). Этот факт
говорит о том, что имеет место трещинная пористость.
Параметр насыщения Pн равен 0.33, что меньше критического
значения (Рн=2). Эта величина говорит о том, что содержание
нефти меньше рентабельного.
Список используемой литературы.
1. Методические указания по курсовому проектированию по
геофизическим исследованиям в скважинах для студентов групп
РФ./ Моск. геологоразведочный инст.;Сост. Билибин С.И. М.,
1992.
2. Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации
диаграмм геофизических методов исследования скважин. 2-изд.,
перераб. М., Недра, 1981
3. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин.
Изд. 2-е, переработанное и дополненное. М., Недра, 1973.
2


 Накатать письмо админу

На первую   Поиск   Форум   Разное     Книга Почетных Гостей   Объявления: Работы на заказ  
Объявления: Нужен Реферат!   Коллекция ссылок