Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии - файл n1.doc


Дипломная работа - Интерпретация волнового акустического каротажа в комплексе с новыми методами радиометрии
скачать (6447.2 kb.)

Доступные файлы (3):

n1.doc9795kb.20.04.2011 17:14скачать
n2.cdr
n3.cdr

Загрузка...

n1.doc

1   2   3   4   5
Реклама MarketGid:
Загрузка...



В общем, компонентный состав карбонатных отложений таков: кальцит, доломит, галит, ангидрит, известняк.

?Тф = 600мкс/м.

Кп_прин определяем по геолого-геофизической характеристике пластов скв.6 (Табл.6.4):

Таблица 6.4



кровля

подошва

абс.гл.

h

DTp

Кп_прин

Кп_АК

м

м

м

м

мкс/м

%

%

1

1419.7

1420.3

954.5

0.6

185.00

12.30

10.3

2

1420.3

1420.9

955.1

0.6

178.90

10.40

6.60

3

1421.3

1421.5

956.1

0.2

178.00

5.70

8.50

4

1422.2

1422.7

957.0

0.5

166.70

7.60

7.10

5

1422.7

1423.3

957.5

0.6

185.10

11.80

10.0

6

1423.3

1423.8

958.1

0.5

173.30

6.70

8.00

7

1423.8

1424.4

958.6

0.6

179.40

12.80

8.90

8

1425.4

1425.9

960.1

0.5

176.10

8.10

7.40

9

1426.5

1427.4

961.2

0.9

182.70

11.00

9.10

10

1428.2

1429.0

962.9

0.8

183.10

11.80

9.30

11

1429.0

1429.5

963.7

0.5

170.60

9.70

6.00

12

1429.5

1430.2

964.2

0.7

177.30

12.40

7.80

13

1430.2

1430.7

964.9

0.5

173.70

7.10

7.50

14

1430.7

1431.6

965.4

0.9

180.30

8.30

8.70

15

1431.6

1432.1

966.3

0.5

170.00

6.40

5.80

16

1432.1

1433.8

966.8

1.7

171.70

10.10

6.00

17

1433.8

1434.9

968.5

1.1

169.00

5.40

4.40

18

1435.5

1436.2

970.2

0.7

166.40

6.80

5.70

19

1437.2

1438.0

971.9

0.8

167.50

6.40

4.30

20

1442.2

1443.1

976.9

0.9

167.90

5.70

5.10

21

1444.8

1445.9

979.5

1.1

166.00

4.60

4.70

22

1445.9

1446.6

980.6

0.7

166.80

7.90

4.80

23

1446.6

1447.2

981.3

0.6

164.10

4.80

4.00

24

1447.2

1447.8

981.9

0.6

165.10

7.50

4.20

25

1447.8

1448.8

982.5

1.0

166.60

5.30

5.00

26

1450.4

1451.1

985.1

0.7

176.80

8.70

8.50


На глубине 1421.3 м. значение Кп_ак = (178-141)/(600-141)=8.06 %. Кп_прин=5.70 %. Кп_прин < Кп ак, следовательно, в данном пропластке наблюдается трещинный тип порового пространства. Данный тип пористости будет также на глубинах 1423.3, 1430.2, 1430.7, 1444.8 м.

В остальных интервалах ситуация обратная: на глубине 1429.5 м. Кп_ак = (177.3-141)/(600-141)=7.9 %. Кп_прин=12.40 %, то есть Кп_прин > Кп ак. Следовательно, это кавернозный тип порового пространства.

Рассчитанные автором значения «акустической» пористости практически совпадают Кп_АК, полученные в результате автоматизированной комплексной интерпретации методов ГИС (Табл.6.4). Однако идентификация порового пространства по принятым признакам автор дипломной работы считает некорректной в виду следующих особенностей:

Кп мод ? Кп ак - преобладающий гранулярный тип. Данное выражение будет работать в случае правильности построения объемной модели.

Кп мод > Кп ак - преобладающий кавернозный тип, но только если учтено содержание гипса, защемленного или растворенного газа. Из параметров, которые используются при построении литологической модели, этого не следует. Также следует иметь в виду, что влияние кавернозной составляющей пористости на акустический каротаж невелико, поскольку не учитываются каверны, длина которых меньше длины волны излучаемого импульса.

Кп мод < Кп ак - преобладающий трещинный тип. Физико-математическое моделирование данного способа и сравнение полученных результатов с реальной трещинной пористостью моделей вызывает большое недоверие, так как трещинная пористость по данным массы исследователей образцов керна не превышает величин 1-1,2%, что находится за пределами точности измерений любых геофизических методов (то есть абсолютные ошибки определения Кп геофизическими методами значительно превышают саму трещинную пористость). С целью подтверждения данного выражения необходим представительный объем лабораторных исследований керна (рентгено-структурный анализ) либо материалы САТ, однако для Верхнечонского месторождения такие данные отсутствуют.

При этом в силу ряда причин (несовершенства методик обработки, ограниченности самих методов геофизики, разноплановости влияния системы вторичной пористости и др.) показатели коэффициентов пористости, получаемые как на основе анализа образцов керна, так и на основе геофизических исследований, позволяют оценить только качественный уровень исследуемых пластов, но не количественные подсчеты.


ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Использование многозондовой установки ВАК-8 совместно с аппаратурой спектрометрического каротажа позволяет в основном успешно решать геологические задачи по литологическому расчленению разреза и оценке емкостных характеристик карбонатных коллекторов.

Сложность строения порового пространства, полиминеральность и заглинизированность карбонатных коллекторов создают существенные трудности как в выделении продуктивных горизонтов, так и в оценке их коллекторских свойств. Поэтому для изучения карбонатных коллекторов необходимы методы исследования и способы интерпретации получаемых материалов ГИС, учитывающие конкретные специфические условия карбонатных разрезов основанные на детальном исследовании кернового материала.

Дальнейшее развитие аппаратурно-методического комплекса для детального изучения сложных карбонатных коллекторов должно идти, по мнению автора, в направлении создания комплексной аппаратуры волнового акустического, спектрометрического и плотностного каротажа. Это позволит не только перейти к определению упругих модулей среды (модули Юнга, Сдвига, Пуатссона), но и повысят достоверность оценки емкостных характеристик.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Абдуллин Р.Н. Разработка методики определения ФЕС сложных коллекторов на основе данных ВАК-8 и стандартного комплекса ГИС с использованием лабораторных исследований керна, данных ГДИ и эксплуатации. 2009.

  2. Абдуллин Р.Н., Баженов В.В., Кормильцев Ю.В. Заключение по расширенному комплексу ГИС с целью увеличения информативности и достоверности оценок параметров пластов. 2009.

  3. Абдуллин Р.Н., Говорков М.Б., Рахматуллина А.Р. Применение петрофизического инварианта Д.А.Кожевникова для определения фильтрационно-емкостных свойств по параметрам волны Лэмба-Стоунли.

  4. Абдуллин Р.Н., Рахматуллина А.Р., Федусь Т.Г. Определение пространственного простирания межблоковых полостей карбонатных отложений по данным ГИС. ООО «ТНГ-Групп» г. Бугульма, НПП «Геофизика» г. Пятигорск.

  5. Говорков М.Б. Разработка технологии выделения проницаемых интервалов пластов по кинематическим и динамическим параметрам волны Стоунли с использованием многоэлементной акустической аппаратуры нового поколения. 2003.

  6. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика – М, Недра, 1991.

  7. Итенберг С.С., Дахгильков Т.Д. Геофизические исследования в скважинах. – М, Недра,1982.

  8. Козяр В.Ф., Белоконь Д.В., Козяр Н.В., Смирнов Н.А. Акустические исследования в нефтегазовых скважинах – состояние и направление развития. Каротажник, №63.

  9. Клятышева Л.Р. Зональность коллекторов и углеводородонакопления в венд-нижнекембрийском мегакомплексе непско-ботуобинской антеклизы. – Нефтегазовая геология. 2010

  10. Латышова М.Г., Мартынов В.Г., Соколова Т.Ф. Практическое руководство по интерпретации данных ГИС: Учеб.пособие для вузов. – М, Недра. 2007.

СПИСОК ГРАФИЧЕСКИХ ПРИЛОЖЕНИЙ

  1. Приложение 1. Геолого-геофизический разрез скв.3 Верхнечонского месторождения

  2. Приложение 2. Схема сопоставления методов ГИС скв.6 (осинский горизонт)


СПИСОК РИСУНКОВ

Рис.1.1 Обзорная карта Верхнечонского месторождения

Рис.3.1 Положение Верхнечонского месторождения среди структур гравитационного тектогенеза

Рис.4.1 Конструкция многозондовой цифровой аппаратуры волнового акустического каротажа ВАК-8

Рис.5.1 Выравнивание глубин по магнитным меткам в программе Vak8

Рис.5.2 Продольная (Р) и поперечная (S) волны

Рис.5.3 Волна Стоунли

Рис.5.4 Вид S-волны, возбуждаемой на частоте 5 КГц дипольным зондом

Рис.5.5 S-волна, возбуждаемая на частоте 5 КГц ортогонально расположенным дипольным зондом

Рис.5.6 Открытие диалогового окна «параметры фильтрации»

Рис.5.7 Фрагмент низкочастотной фильтрации

Рис.5.8 Волновая картина после ВЧ -, НЧ - фильтрации

Рис.5.9 Диалоговое окно режим «перевод 8k-2k»

Рис.5.10 Планшет в системе ПРАЙМ

Рис.5.11 Шапка системы ПРАЙМ

Рис.5.12 Результат обработки ВАК в программе ПРАЙМ по скв.6 Верхнечонского месторождения

Рис.5.13 Распределение сжимаемости компонент нефтегазонасыщенных пород

Рис.6.1 Схема сопоставления методов ГИС скв.6 (осинский горизонт)


СПИСОК ТАБЛИЦ

Табл.2.1 Типы ПЖ и объемы ГИС в продуктивной части Верхнечонского месторождения

Табл.4.1 Назначение отдельных узлов схемы прибора ВАК-8

Табл.5.1 Значение Pe и ?п для породообразующих минералов карбонатных отложений

Табл.5.2 Акустические параметры пород

Табл.6.1 Применяемые геофизические методы в скв.6

Табл.6.2 Описание керна осинского горизонта

Табл.6.3 Значение параметров литологической модели

Табл.6.4 Значения геолого-геофизической характеристики пласта по скв.6.

1   2   3   4   5



Скачать файл (6447.2 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru