Специальные методы определения кол-ров сложного стр

Выделение кол-ров- важнейшая задача ГИС на стадиях поисков, разведки и эксплуат.местор. Применяемый комплекс ГИС связан с отличием кол-ров от вмещающих г.п.по проницаемости, пористости, глинистости и в общ.случ. опред.х-ром разреза, типом порового пространства, усл.бурения. В сложных случ.для выделения кол-ров проводят исследования с воздей-ем в параметрических и оценочных скв в перспективн.участках разреза. Такие исслед. наз. специальными. Возд-е осущ.утяжеляя или облегчая ПЖ, меняя ее св-ва и разбуривая ствол скв долотом большего диаметра. Одна из более распр.модиф.спец.исслед.-«каротаж-испытание-каротаж» осн.на комплексном примен.мет.ГИС и испытателей пластов на бурильных трубах, позволяющих отобрать пробу жидк.значительного объема. Возникающие при этом в зоне проникновения изменения приводят к расхожд.диаграмм, что свидетельствует о проницаемости пласта.

1)Каротаж-испытание-каротаж:(Skaner Sonic: провели каротаж. Делали перфорацию, вызвали приток и снова каротаж. Значит, что тут сложный тип коллектора. (NaBO2∙10H2O)).

I-до испытания,II-после

1)Каротаж - Испытание – каротаж; 2)Нормирование методом ГИС; 3)Метод 2х растворов; 4)Метод временных замеров; 5)САТ(ВАК); 6)FMY-электрический сканирующий метод.

2) Нормирование методом ГИС

Нормализация различных пар кривых ГИС проводиться по опорным отсчетам, снятых с кросс-плотов для различных пар методов. Цель – выделить в разрезе интервалы с различной литологией, с разным типом пористости и характером насыщающего флюида. Нормализация – это совмещение двух каротажных кривых, одна из которых предварительно преобразуется в единицы измерения другой кривой с помощью регрессивного уравнения. Для выделения пластов-коллекторов проводят нормализацию методов ГК с НГК. Регрессивное уравнение строиться по плотным пластам и глинам. Нормализация одного из методов сопротивления и одного из методов пористости – для выделения продуктивных интервалов.

Регрессионное уравнение строиться по плотным пластам и в водоносным коллектором. Нормализация методов АК и НГК используется для выделения зон трещинноватости и кавернозность.

К нач. 80-90х. ощущается нехватка запасов, перестали вырабатываться терригенные коллектора; аппаратурная и теоретич. интерпретация были разработаны для терригенных коллекторов и когда приступили к карбонатным, оказывается, что нет инструмента для их изучения. По этой причине возникли эти методы.

Поровый тип коллектора: если dскв. > λ – волна огибает каверну

Метод 2х растворов

Скважина бурится на 1м раствора, снимается глинистая корка, увеличивается зона проникновения: ρС2>ρС1.

С конца 80-90х на вооружении ГИС поступили методы, позволившие выдавать определить параметры сложнопостроенных коллекторов: Методы: Волн.-Акуст.-Карб. (ВАК), Скважин. Акуст. Тепев. (САТ),Шлюбмберже: (FMY, БК-С,)-электромагнитное сканирование; Skaner Sonic - копирующий.

5)САТ(ВАК);Работает на отраженных волнах.

Котр.=δ1V1-δ2V2/ δ1V1+δ2V2; При умен. V1>V2. Этот принцип заложен в основу скважинного акуст. телевизора. Светлые пятна- высокое отражение, темные- малое отражение.

6)FMY-электрический сканирующий метод.

Углы трещиноватости, картинки с розами трещиноватости.

Пластовый микроимиджер дает керноподобное изображение ствола скважины по данным электрического сопротивления с высоким разрешением. (светлым цветом показаны участки с более высоким сопротивлением, а темным – участки с более низким сопротивлением)

По имиджам определяют толщину и границы пластов, структурный наклон, трещины, складки, линзы, включения, несогласия и многое другое.

Определение Кпр по ГИС.

Кпр м.оперделить по мет,осн.на изуч. УЭС г.п. Опред.прониц-ти нефтенасыщ.пластов базируется на оценке остат.водонас-ти или коэф.увелич.ρ_к .

Кпр м.также опред.по градиенту УЭС (приращения УЭС пласта,измеренного на разн.уровнях,к разности этих уровней). Если УЭС переходной зоны измен практически прямолинейно, то д.оценки проницаемости использ.этот спос.отнош. Опред.прониц-ти этим мет.возм.д.гидрофильных достат.мощн.песчано-глинист.кол-ров,облад-х переходн.зоной,фиксируемой на диаграммах ЭК.

1)гидродинамический каротаж (ГДК), 2)ЭК, 3)αпр.=f(Кпр), 4)η=f(Кпр), 5)Кп=f(Кпр). Эти все методы с 2-4 дают значение, а 1 метод точно определить. Формула Даран: Кпр (абс)=QμL/F∆P; Кпр (фаз.)=QнμнL/F∆P; К’пр в, К’пр н – относительная проницаемость по воде и нефти. К’пр н= Кпр(фаз)/Кпр(абс). Формула Дюпюи: Q=2*π*Кпр*hэф*(Рпл-Рзаб)/μ*Lg(Rк/Rс)., Q-дебит, μ-вязкость, R-контур питания.

(Рпл-Рзаб) – давление депрессии (∆Р).

ГДК.Относится к операционным методам определения ГД параметров пласта в их естественном залегании в разрезе скважины, позволяет осуществить быструю установку прибора в интервале исследования. Длительное управление работы прибора с поверхности и получение информации о свойствах пластов. ГДК производится аппаратурой опускающей в скважину на обычном геофизическом кабеле. Регистрация при помощи наземного пульта управления. В процессе исследований замеряются параметры Рпл, hэф, Кпр,Кпр рассчитывается по формуле: Кпр=μ*V/A*∆t*∆P; V-объем флюида, μ-вязкость флюида, А-коэффициент учитывающий геометрию потока, ∆Р-давление, депрессия (Рпс-Рзаб), ∆t-время депрессии. Позволяет регистрировать кривые восстановления давления :

1)ГДК

2)ЭК 3) αпр.=f(Кпр), 4) η=f(Кпр),

Кпр(среднее) бывает 4х видов: 1)среднелагорифмическое: Кпр= / n., 2)средневзвешенное: Кпр=ΣКпрi*hi/Σ hi. Целесообразно использовать, когда фильтрация флюидов распространяется по пласту и тонкие прослои не оказывают значение на величину, то что взвешиваются по мощности., 3)среднегеометрическое: Кпр=exp(Σlog(Кпр.i)*hi/Σhi. Необходимо брать, если фильтрация по напластованию и по нормали пласта непроницаемые прослои оказывают незначительное влияние на среднее значение., 4) срднегармоничное: Кпр=1(Σ(hi/Кпр.i)/Σhi. Как правило Кпр по керну (абс проницаемость)≥Кпр в скважине, но бывает Кпр (к)<<Кпр(пофазе) в 100 раз (трещинный коллектор). Влияние скинэффекта – закупорка при забойной зоне пласта. Кпр при забойной п. < Кпр. узп. Нужно обратить поры соляной кислотой. Кпр(к)>Кпр(ф) не должна учитывать в моделировании, но она участвует. Математики создали аппаратурную модель.

К изв. нефти = К выт.* Кохв. Васт. * Кохв. завод-я.

Определение Кп по ГГК-П.

ГГК-П примен д.опред плотности г.п. в кач-ве источника использ.¹³⁷Cs или ⁶⁰Co. Сущ.1-(1ист.,1 детектор) и 2-зондовые (1 ист.,2детектора) плотномеры. Мах длина зонда опред-ся допустимой с точки зрения ТБ активностью источника, мin-размерами экрана.

Диаграммы, методика опред.границ пластов подобны диагр.ГК.

ГГК-П позв. раздел. г.п., плотн. кот. различ. >,чем на 0,03-0,05г/см³. Однозначно выдел. каменн.соли,ангидриты, в терриг.и карбонат.разрезе кол-ры н.и г.

δп=(1-Кп) δск+δж*Кп+δгл*Кгл;

Кп=(δск-δгл)/( δск-δж),

δп=(1-Кп) δск+δж*Кп;

Кп=(δск-δп)/( δск-δж).