ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Пермский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

 

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ к лабораторным занятиям и выполнению контрольной работы для студентов специальности 0805 «Геология нефти и газа»

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Исходным материалом для проведения лабораторных и контрольных работ служат планшеты ГИС по конкретным скважинам какого-либо месторождения, по… При выполнении курсовой работы студенты должны самостоятельно провести… 1. Литологическое расчленение разреза скважины по данным ГИС, определение мощности и границ выделяемых пластов горных…

МЕТОДЫ ГИС

Геофизические методы позволяют представить разрезы скважин комплексом физических характеристик, таких как удельное электрическое сопротивление,… Основным документом для геологической службы является… Оценка пористости, проницаемости, глинистости и нефтенасыщенности пластов горных пород представляет один из важнейших…

Электрические методы исследования скважин

   

Радиоактивные методы каротажа

Гамма-каротаж (ГК)позволяет проводить измерения интенсивности естественного g-излучения пород вдоль ствола скважины. Интенсивность радиоактивного…  

Акустические и другие неэлектрические методы

Исследования скважин

Акустический каротаж в основном варианте сводится к определению скорости распространения упругих колебаний в пересеченных скважиной породах (АК по… Скорость распространения упругой волны в пласте Vп, определяемая при… При акустическом каротаже измеряется скорость распространения упругих волн в породе в интервале базы зонда. Породы,…

КАЧЕСТВЕННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ

Литологическое расчленение разрезов скважин, выделение

Коллекторов и межскважинная корреляция

Терригенный разрез.Литологическое расчленение разреза по данным ГИС проводят в два этапа: сначала разделяют породы на коллекторы и неколлекторы, а… Среди прочих вмещающих пород можно выделить, по крайней мере, два класса… К первому классу относятся песчаники и алевролиты, характеризующиеся более низкой пористостью и более высокой…

Составление геолого-геофизического разреза одной скважины

И межскважинная корреляция

Выяснение литологического состава выделенных пластов базируется на материалах обработки керна и шлама, а стратиграфическое расчленение основывается… При межскважинной корреляции разрезов скважин по данным ГИС предполагается,… Корреляцию разрезов соседних скважин лучше всего начинать с отождествления во всех обследуемых разрезах одного или…

Выделение нефтегазоносных коллекторов. Определение

Их эффективной мощности и характера насыщения

Выделение продуктивного коллектора осуществляется после литологического расчленения разреза скважины и состоит из двух операций: непосредственного…   Выделение песчано-глинистых коллекторов.Песчаные и алевритовые (слабо сцементированные неглинистые) коллекторы…

Установление водонефтяного и газожидкостного контактов

   

КОЛИЧЕСТВЕННАЯ ИНТЕРПРЕТАЦИЯ МАТЕРИАЛОВ ГИС

Определение пористости терригенных пород

  Определение Кп по ПС в терригенных отложениях осуществляют по кривой ПС по… Для определения пористости используется относительная величина амплитуды ПС – Апс. Для учета влияния мощности пласта…

Пористость пластов-коллекторов в карбонатных отложениях чаще всего определяется по диаграммам НГК способом двух опорных горизонтов и по ННК-Т по кривой объемного влагосодержания W.

В первом случае (а именно этот способ определения пористости используется в настоящей контрольной работе) в качестве опорных горизонтов принимаются показания НГК против плотных карбонатных пород (непроницаемых известняков) J_{ng плот}, например против известняков турнейского яруса, и показания НГК против глинистых пород J_{ng гл}, например против глинистых пород тульского горизонта. Пористость определяется обычно для проницаемых пластов (показания J_{ng пл}) с h=1м, для которых не требуется введения поправок за инерционность аппаратуры при расчете разностного параметра DJ_ng (рис.15).

Во втором случае (определение К_п осуществляется по диаграммам ННК-Т) используются методические указания по определению пористости по данным радиокаротажа, выполненным аппаратурой РКС-3. При этом интерпретируют не саму кривую ННК-Т, а кривую водородосодержания W.

Для пластов малой мощности (h£ 3V/3600) при работе с диаграммами НГК вводится поправка на инерционность аппаратуры.

Для получения значения DJ_ng используют формулу

J_{ng пл} – J_{ng гл}

D J_ng = --------------------- .

J_{ng плот} – J_{ng гл}

Во все эти величины (J_{ng пл}, J_{ng плот} и J_{ng гл}) вводятся поправки на глинистость с кривой ГК:

J_{ng пл} = J_{ng пл} – к J_{g пл} ,

J_{ng плот} = J_{ng max} – к J_{g min} ,

J_{ng глин} = J_{ng min} – к J_{g max} ,

где J_{ng пл} и J_{g пл} – текущие показания НГК и ГК против интерпретируемого пласта-коллектора, J_{ng max} – максимальные показания НГК против плотных пород, J_{ng min} –минимальные показания НГК против глин, J_{g max} – максимальные показания ГК против глин, J_{g min} – минимальные показания ГК против плотных пород, к – аппаратурный коэффициент.

При использовании аппаратуры РК с ламповыми счетчиками (ВС) к = 0,625, для сцинтилляционных счетчиков к = 0,3 (аппаратура ДРСТ-1) или к = 0,2 (аппаратура ДРСТ-3).

Полная формула определения DJ_ng (с поправками) имеет вид

(J_{ng пл} – к J_{g пл}) – ( J_{ng min} – к J_{g max} )

D J_ng = ------------------------------------------------- .

(J_{ng max} – к J_{g min} ) – ( J_{ng min} – к J_{g max} )

Все значения J_ng и J_g переводятся в имп/мин согласно коэффициенту перехода, выдаваемому для каждой скважины. При практических расчетах вместо поправки за глинистость для конкретного пласта-коллектора используют фоновые (минимальные) показания ГК, определенные для каждой скважины (J_{g пл} = J_{g min}).

Вычисления по приведенной выше формуле занимают много времени. Поэтому на практике величину DJ_ng подсчитывают следующим образом (см. рис.15):

1) определяют уровень минимальных и максимальных показаний НГК и ГК (J_{ng min} , J_{ng max}, J_{g min} и J_{g max}) и на диаграмме РК проводят линии, соответствующие этим значениям,

2) определяют значение к J_{g min} в имп/мин,

3) определяют значение к J_{g max} в имп/мин,

4) определяют цену одного деления НГК (одной клетки на диаграммной ленте) в имп/мин, т.е. N _нгк.

Величина к× J_{g min} / N_нгк укажет, на сколько делений (клеток) следует опустить уровень максимальных значений НГК. Это будет уровень НГК (J_{ng max}) с учетом поправки за глинистость, определенной по ГК.

Величина к×J_gmax / N_нгк укажет, на сколько делений (клеток) следует опустить уровень минимальных значений НГК. Это будет уровень НГК (J_{ng min}) с учетом поправки за ГК (см. рис. 15).

 

 

Рис.15. Пример определения К_п в башкирских карбонатных отложениях по НГК (в том числе и с помощью масштабной линейки)

 

 

Затем между этими уровнями минимальных (J_{ng min}) и максимальных (J_{ng max}) показаний НГК помещается так называемая масштабная линейка, представляющая линейку с делениями от нуля до единицы. Далее по величинам DJ_ng, полученным с помощью масштабной линейки и с учетом поправки за фоновые значения естественной радиоактивности горных пород, приступают к определению К_п по зависимости DJ_ng=f(К_п).

 

Примечание: Зависимость К_п = –33,5 lgD J_ng – 0,81 для карбонатных коллекторов месторождений юга Пермского Прикамья.

 

 

5.3. Определение нефтенасыщенности коллекторов

 

Определение коэффициента нефтенасыщенности К_н по данным ГИС как для терригенных, так и карбонатных пластов-коллекторов чаще всего проводится с помощью данных электрометрии.

По величине пористости нефтенасыщенного прослоя определяется значение параметра пористости по зависимости Р_п = f (К_п), полученной по керновым данным в лаборатории физики нефтяного пласта. Далее по известному значению удельного сопротивления пластовой воды r_в рассчитывается удельное сопротивление прослоя r_вп при условии его 100%-ного водонасыщения: r_вп= Р_п ×r_в, где r_в = 0,045 Ом×м для Пермского Прикамья. Далее по удельному сопротивлению нефтенасыщенного прослоя r_нп (определенному по кривым сопротивления БКЗ или БК) и по рассчитанному значению r_вп вычисляется параметр насыщения этого прослоя: Р_н=r_нп/r_вп. По зависимости Р_н=f(К_ов), полученной в лаборатории физики нефтяного пласта (здесь К_ов – коэффициент остаточной воды), определяется коэффициент нефтенасыщенности К_н = 1 – К_ов проницаемого прослоя.

Примечание: Р_п= 5460,8 К_п^-1,958; К_ов = 121,09 Р_н^-0,5711 – аналитические зависимости Р_п= f(К_п) и К_ов = f(Р_н) для терригенных коллекторов нижнекаменноугольных отложений.

ОФОРМЛЕНИЕ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ

Таблицы, содержащие сведения о коллекторах, характере их насыщения, пористости и нефтенасыщенности, выполняются в ручном или компьютерном варианте…    

Образец титульного листа

 

 

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Пермский государственный технический университет

Кафедра геологии нефти и газа

 

Зачетная книжка № ____________

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРИСТОСТИ И НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ

ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС

 

Исполнитель: студент (группа) А.П.Иванов

Руководитель: доцент И.И.Петров

 

 

 

Образец оформления контрольной работы

Исполнитель: студент А.А.Иванов (ГНГ-99-1)

Руководитель: доцент И.И.Петров

СВЕДЕНИЯ ПО ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ПЛАСТОВ– КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИС

Скважина №155 Месторождение Батырбайское

Д_скв = 195 мм, А_рот =198,2 м, DL = 1,8 м, ρ_с = 0,7 Ом·м

ДРСТ-3 (аппаратурный коэффициент – 0,2)

Терригенные отложения

Карбонатные отложения