Комплекс геофизических исследований скважин Самотлорского месторождения для оценки ФЕС и насыщения к...
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
I?? при h = ?. Влияние скважины на результаты ГК обусловлено поглощением излучения пласта скважины и вкладом в I? квантов, возникающих в скважине. Это влияние определяется коэффициентом линейного поглощения раствора ?р, его плотность ?р и удельной активности. Кроме поправки за скважину в измеренные значения вводят поправку за глинистую корку и исключают фон прибора. Геологической интерпретацией результатов ГК в данном случае будет являться литологическое расчленение пластов.
Интерпретация данных НКТ. При интерпретации данных НКТ выделение пластов, у-, отсчет показаний и их исправление за влияние интегрирующей ячейки (поправка за ??я) проводят так же, как и при ГК. Затем вычитают естественный фон, определяют кажущеюся пористость пласта по палеткам зависимости I/Iв от kn для чистого водоносного известняка и соответствующего диаметра скважины, учитывают нестандартность скважинных условий (учитывается влияние ПЖ которое складывается из различных параметров: водородного индекса раствора юр, его плотности ?р, излучающей способности ?p и сечения поглощения тепловых нейтронов ?з.р, зависящего в основном то содержания хлора и железа, влияние промежуточного слоя - глинистая корка или отход прибора от стенки), учитывают особенности пласта (вводится поправка за основной минеральный состав скелета, за глинистость, за примеси элементов с высоким сечением поглощения нейтронов, за влияние остаточного газонасыщения в зоне проникновения, за температуру и давление в пласте и скважине).
Количественное определение коэффициентов газонасыщенности по данным стационарного НМ основано на использовании уравнения
kг = (kп kп,K + kгл ?гл + ??пл)/[ kп(1-?г)].(2.1)
Поскольку ??пл зависит от kг и эта зависимость пока не аппроксимирована соответствующими формулами, kг находят методом последовательных приближений. Сначала определяют первое приближение kг полагая ??пл 0; далее вычисляют приближенные значения по формуле (2.1.) и находят первое приближение ??пл и второе приближение kг. Подобный процесс продолжают до получения устойчивых значений kг.
Погрешность определения kп по стационарным нейтронным методам в разных условиях составляет примерно 1,5 - 3,5 %.
Интерпретация данных ГГП каротажа. ГГП используют для определения плотности горных пород ?, регистрируя относительно жесткое гамма-излучение (более 0,15 МэВ). Основное назначение ГГП в нефтяных и газовых скважинах - определение kп.
Если плотность твердой фазы ?тв и заполнителя пор ?ж не зависит от kп, то
kп=(?ск-?)/( ?тв - ?ж).
Если твердая фаза двухкомпонентная (скелет + примесь), то
kп = ( ?ск - ?)/( ?ск- ?ж)+(?прим-?ск) kприм/(?ск-?ж), где kприм - доля примеси
(глинизация, нерастворимый остаток, доломитизация и т.п.) в объеме породы; ?ск и ?прим - плотность скелета и примеси.
В газоносных пластах следует учитывать остаточную газонасыщенность kг.о, зоны проникновения и вместо ?ж использовать ? ж = ?ж - kг.о (?ж - ?г), где ?г - плотность газа.
Интерпретация акустических методов
Стандартный акустический метод.
Определение коэффициента пористости. Основа метода определения коэффициента пористости пород - наличие тесной взаимосвязи между величинами Vp (или ??) и kп. В однородной и изотропной идеально упругой среде скорость распространения упругих волн определяется значением модуля Юнга Е, коэффициента Пуассона ?, плотностью ?п-Плотность пористой среды зависит от коэффициента пористости :
?п = ?тв-(?тв- ?3)*kп,(2.2)
Где ?тв - плотность твердой фазы, т.е. зерен , слагающих скелет породы;
?з - плотность заполнителя порового пространства.
В горных породах связь между фазами, слагающими породу, недостаточно совершенна. По этой причине зависимость Vp от ? и ?п , а следовательно, и от kп отклоняется от закона.
На основании экспериментальных и теоретических исследований сред с несовершенными связями предложен ряд выражений, устанавливающих зависимость скорости (интервального времени) распространения продольных волн от пористости.
Наиболее простые из них следующие:
уравнение среднего времени, полученное М. Вилли, А. Грегори и Л. Гарднером,
??п = ??тв + ( ??3 - ??тв)kп;(2.З.)
уравнение степенной связи, предложенное В.Н. Дахновым,
??п = ??тв+kпmп(??з- ??тв)+kглmгл ( ??з- ??тв) ,(2.4.)
где ??тв - интервальное время в твёрдой фазе породы; mп и mгл - показатели, зависящие соответственно от структуры и степени цементации коллектора, изменяющиеся от 0,7 до 1,5 и возрастающие с увеличением уплотнения.
В основу уравнений (2.З) и (2.4) положена линейная зависимость между скоростью (или интервальным временем) и пористостью. В них не учитывается влияние горного и пластового давлений, хотя их роль возрастает с уменьшением пористости.
Для пористых сред, содержащих глинистые включения в порах, получено уравнение, позволяющее учитывать особенности упругих свойств изучаемых пород и влияние всестороннего сжатия на скорость упругих волн:
,(2.5)
где ? - коэффициент, учитывающий относительное содержание и сжимаемость глинистых частиц; ?тв , ?п, ?з - коэффициенты сжимаемости соответственно твёрдой фазы минералов, слагающих скелет породы, объёма порового пространства и его заполнителя.
Уравнение (2.5) определяет зависимость между скоростью Vp и кп пород с совершенной связью между твёрдой и жидкой фазами. Условие совершенства свя?/p>