Презентация Комплексная интерпритация геофизических исследований скважин онлайн

Содержание слайда:

Содержание слайда: Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений представляют собой сложные растворы электролитов. Распространенные соли - хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатнонатриевые и гидрокарбонатнонатриевые. В них, кроме NaCl присутствует Na2S04 либо NaHC03. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений представляют собой сложные растворы электролитов. Распространенные соли - хлориды натрия, кальция и магния. Реже встречаются сульфатнонатриевые и гидрокарбонатнонатриевые. В них, кроме NaCl присутствует Na2S04 либо NaHC03. Химический состав вод изображается в весовой ионной форме и эквивалентной форме. При весовой ионной форме определяется содержание в миллиграммах каждого вида ионов в 100 см3 пробы воды. При эквивалентной форме находится содержание в миллиграмм -эквивалентах каждого вида ионов в 100 см3 пробы воды.

Содержание слайда:

Содержание слайда:

Содержание слайда: Определение УЭС пластовой воды Определение УЭС пластовой воды по ГИС

Содержание слайда:

Содержание слайда:

Содержание слайда: Для повышения точности определения ρв по ПС рекомендуется строить по данным: Для повышения точности определения ρв по ПС рекомендуется строить по данным: нескольких месторождений для пластов с известными ρф и ρв зависимость ∆Uпс=f(Lg(ρф/ρв)); нескольких скважин месторождения для пласта при различных ρф зависимость ∆Uпс= f(ρф), где ось ρф – логарифмическая. Для построения зависимостей выбираются коллекторы (желательно чистые) с одинаковым значением коэффициента относительной глинистости ηгл= Кгл/(Кп+Кгл), где Кгл – коэффициент объёмной глинистости; Кп – коэффициент пористости пласта.

Содержание слайда: Определение УЭС пластовой воды ρв по УЭС водонасыщенного пласта ρвп и его пористости Кп. Определение УЭС пластовой воды ρв по УЭС водонасыщенного пласта ρвп и его пористости Кп. При наличии зависимости Рп=f(Кп) для чистых коллекторов для района работ, соседнего с изучаемым, можно определить ρв пласта в изучаемом районе. Для этого разрезе скважины выбирается мощный (чистый) водоносный пласт. Для него находится по ГИС значение ρвп и Кп. По графику Рп=f(Кп) величине Кп находится Рп. Поскольку Рп =ρвп/ρв, то ρв=ρвп/Рп.  

Содержание слайда: Определение УЭС смеси ρсм фильтрата глинистого раствора и остаточной пластовой воды в зоне проникновения находится из уравнения: Определение УЭС смеси ρсм фильтрата глинистого раствора и остаточной пластовой воды в зоне проникновения находится из уравнения: 1/ρсм = Z/ρв + (1- Z)/ρф, где Z - доля остаточной пластовой воды в порах коллектора в зоне проникновения. Величина Z оценивается опытным путём, поскольку она зависит от Кп, Кгл и диаметра зоны проникновения (Dзп) в коллекторах. Наиболее вероятное значение Z = 0,05-0,07.

Содержание слайда:

Содержание слайда: Литологическое расчленение пород по ГИС в разрезе, вскрытом на соленой промывочной жидкости, производят по данным НК, ГК, ГГК-П, АК, БК, БМК, ВИКИЗа кавернометрии, детального механического каротажа. На показания БК, МБК, ВИКИЗа высокоминерализованная промывочная жидкость не оказывает значительного влияния. Литологическое расчленение пород по ГИС в разрезе, вскрытом на соленой промывочной жидкости, производят по данным НК, ГК, ГГК-П, АК, БК, БМК, ВИКИЗа кавернометрии, детального механического каротажа. На показания БК, МБК, ВИКИЗа высокоминерализованная промывочная жидкость не оказывает значительного влияния. С ростом минерализации промывочной жидкости и приближением значения её удельного электрического сопротивления (ρф) к значению удельного электрического сопротивления пластовой воды (ρв) резко снижается эффективность: - метода потенциалов собственной поляризации, так как ∆Uпс=Кпс,t×Lg(ρф/ρв) и при ρф = ρв значение ∆Uпс равно 0; - микрозондов, так как показания микроградиент – зонда и микропотенциал – зонда становятся низкими и близкими по величине; - бокового каротажного зондирования (низкие показания на зондах малых размеров); - индукционного метода (продуктивные и водонасыщенные пласты не дифференцируются).

Содержание слайда:

Содержание слайда: Метод ядерно – магнитного каротажа В методе ядерно - магнитного каротажа (ЯМК) исследуют ядерно - магнитные свойства горных пород. В их основе лежит явление ядерно-магнитного резонанса, которое состоит в следующем. Ядра некоторых элементов, в частности водорода, имеют механический и магнитный моменты, оси которых совпадают. В постоянном магнитном поле Земли магнитные моменты ядер этих элементов стремятся принять направление внешнего поля, чему препятствует тепловое движение молекул. В результате магнитные моменты ядер прецессируют вокруг направления поля подобно оси вращающегося волчка. При одновременном воздействии на ядра, наряду с постоянным внешним, переменного магнитного поля происходит аномальное поглощение энергии этого поля ядрами элементов, у которых характерная для них частота прецессии совпадает с частотой переменного поля. Это и есть явление ядерно - магнитного резонанса. В используемой для изучения разрезов нефтяных и газовых скважин модификации метода ЯМК изучают эффекты, характеризующие свободную прецессию ядер водорода, в частности сигнал свободной прецессии (ССП) ядер водорода Е, пропорциональный величине вектора ядерной намагниченности, спустя различное время t после выключения внешнего переменного магнитного поля. Наибольший интерес представляют значения начальной амплитуды ССП U0, соответствующий моменту выключения внешнего переменного поля. Величина U0 пропорциональна числу ядер водорода, входящих в состав подвижных молекул воды, нефти и газа, заполняющих поры породы, и следовательно, содержанию в породе свободного флюида. Ядра водорода, входящие в состав неподвижных молекул физически и химически связанной воды, не оказывают никакого влияния на величину U0. Следовательно, при наличии благоприятных условий амплитуда U0 пропорциональна эффективной пористости породы Кп.эф, которую в методе ЯМК называют индексом свободного флюида (ИСФ). Неколлекторы и битуминозные породы, не содержащие подвижных флюидов, отмечаются нулевыми значениями ИСФ. Отличные от нулевых показания соответствуют коллекторам. Таким образом, ЯМК в варианте ССП является методом выделения и определения эффективной пористости коллекторов.

Содержание слайда: Интерпретация диаграмм ССП Однородный пласт на кривых ССП выделяется симметричной аномалией с максимумом в середине пласта. Его границы определяются точками перегиба кривой. Величину Iсф,к определяют на участке максимального отклонения кривой U в середине пласта (рис. 1), мощность которого больше размера зонда. Истинные значения Iсф,п устанавливают по величинам Iсф,к, учитывая влияние скважины, глинистой корки и других факторов. Величина Iсф,п близка к значению эффективной пористости коллектора Кп.эф, поэтому график Iсф (ИСФ) рассматривают как диаграмму параметра Кп.эф и определяют его, полагая Кп.эф = Iсф,п. Коллекторами считают пласты, в которых Кп.эф >1%, учитывая, что значения Кп.эф <1% могут соответствовать отклонениям кривых U, обусловленным аппаратурными помехами.

Содержание слайда: Определение эффективных толщин пластов Толщина истинная — кратчайшее (по перпендикуляру) расстояние между кровлей и подошвой пласта. Толщина вертикальная — расстояние между кровлей и подошвой пласта, измеренное по вертикальной линии. Эффективная толщина. Под эффективной толщиной пласта hэф понимают суммарную толщину истинных толщин нефтегазонасыщенных прослоев - коллекторов, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах нефтегазонасыщенной части пласта. Эффективная нефтенасыщенная толщина. Под эффективной нефтенасыщенной толщиной пласта hэф.н понимают суммарную толщину истинных толщин нефтенасыщенных прослоев - коллекторов, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах нефтесыщенной части пласта. Эффективная газонасыщенная толщина. Под эффективной газонасыщенной толщиной пласта hэф.г понимают суммарную толщину истинных толщин газонасыщенных прослоев - коллекторов, обладающих динамической пористостью и залегающих в пределах газонасыщенной части пласта. Общая толщина пласта определяется как разница абсолютных глубин залегания подошвы и кровли пласта.

Содержание слайда: Определение эффективной нефтенасыщенной толщины неоднородного коллектора с однородным насыщением. Пласт-коллектор содержит прослои неколлектора, породы-коллекторы насыщены только нефтью или только газом (рис.). Прослои неколлектора имеют истинную толщину (hпл) более 0,2 м, так что каждый можно выделить самостоятельно по комплексу ГИС. В этом случае прослои неколлекторов выделяют по комплексу ГИС и суммарную толщину истинных толщин этих прослоев ∑hпл исключают из общей толщины (Н) неоднородного коллектора. Эффективную толщину рассчитывают по формуле hэф = Н—∑hпл. Определение эффективной нефтенасыщенной толщины неоднородного коллектора с однородным насыщением. Пласт-коллектор содержит прослои неколлектора, породы-коллекторы насыщены только нефтью или только газом (рис.). Прослои неколлектора имеют истинную толщину (hпл) более 0,2 м, так что каждый можно выделить самостоятельно по комплексу ГИС. В этом случае прослои неколлекторов выделяют по комплексу ГИС и суммарную толщину истинных толщин этих прослоев ∑hпл исключают из общей толщины (Н) неоднородного коллектора. Эффективную толщину рассчитывают по формуле hэф = Н—∑hпл. Расчёт ∑hэф для слоистой пачки, представленной чередованием тонких прослоев чистого (слабоглинистого) продуктивного коллектора и прослоями глинистого алевролита или глины. При известной величине доли глинистых прослоев в пачке χгл и общей толщине пачки hпач эффективную рассчитывают толщину по формуле hэф= hпач(1-χгл). Величину χгл определяют: а) решая относительно χгл уравнение 1/п= χгл/п.гл+(1-χгл)/нп, где п – среднее удельное электрическое сопротивление (УЭС) пачки; нп, п.гл – УЭС прослоев продуктивного коллектора и глинистого неколлектора соответственно; б) по палеткам расчетных зависимостей (рис.), связывающих снижение относительной амплитуды ПС в пачке по сравнению с максимальной амплитудой в пласте чистого песчаника, с параметром χгл.

Содержание слайда:

Содержание слайда: В последнем случае в качестве относительной амплитуды ПС для пачки (пс) принимается отношение средней статической амплитуды ПС против неё к максимальной статической амплитуде ПС в близлежащем чистом коллекторе. Для определения χгл предварительно рассчитывают значения УЭС прослоев продуктивного коллектора в неизмененной части нп, в зоне проникновения зп и глинистых прослоев п.гл. В последнем случае в качестве относительной амплитуды ПС для пачки (пс) принимается отношение средней статической амплитуды ПС против неё к максимальной статической амплитуде ПС в близлежащем чистом коллекторе. Для определения χгл предварительно рассчитывают значения УЭС прослоев продуктивного коллектора в неизмененной части нп, в зоне проникновения зп и глинистых прослоев п.гл.

Содержание слайда: Расчёт ∑hэф для слоистой пачки, представленной чередованием тонких прослоев чистого (слабоглинистого) продуктивного коллектора и прослоями неколлектора с неактивным цементом При значительном различии нп (сопротивление нефтенасыщенных прослоев) и ρпл (сопротивление плотных прослоев), т. е. при пл>>нп или пл<нп, величину χпл можно определить, решая уравнение: 1/п= χпл/пл+(1-χпл)/нп. При ρнп=ρпл оценка χпл возможна решением относительно искомой величины χпл уравнения Кп=χплКп.пл+ (1-χпл)Кп.нп, где Кп, Кп.пл, Кп.нп — коэффициенты соответственно пористости пачки в целом (усредненное значение по данным одного из методов пористости ГИС), плотных прослоев и продуктивного коллектора.

Содержание слайда: Определение эффективной толщины однородного коллектора с неоднородным насыщением. Пласт-коллектор не содержит прослоев неколлектора, но в разных интервалах насыщен разными флюидами. Определение эффективной толщины однородного коллектора с неоднородным насыщением. Пласт-коллектор не содержит прослоев неколлектора, но в разных интервалах насыщен разными флюидами. Нефтеводяной пласт, контакт нефть — вода четкий. К эффективной нефтенасыщенной толщине hэф относят всю истинную толщину нефтенасыщенной части коллектора. Нефтеводяной пласт между предельно нефтенасыщенной и водоносной частями пласта имеет переходную зону. За hэф принимают интервал между кровлей пласта и ВНК. Газоводяной пласт с четким контактом и переходной зоной. Правила определения газонасыщенной эффективной толщины коллектора hэф аналогичны правилам определения нефтенасыщенной эффективной толщины коллектора hэф. Газонефтяной пласт с ГНК. Положение ГНК определяют по данным повторных замеров НК в колонне. Эффективную газо- и нефтенасыщенную толщину hэф.г и hэф.н определяют интервалами между соответственно кровлей пласта и ГНК, ГНК и подошвой пласта. Газонефтеводяной пласт с ГНК и ВНК (рис.). Устанавливают ГНК и ВНК. За эффективную газонасыщенную толщину hэф.г принимают интервал между кровлей пласта и ГНК, за эффективную нефтенасыщенную толщину hэф.н — интервал между ГНК и ВНК.