АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Точність методів ГДС

Читайте также:
  1. Вибір методів атестації.
  2. Вибір методів виховання
  3. Вибір методів розрахунку ставок дисконтування
  4. Вивчення методів вимірювання температури. Перевірка термометрів
  5. Види методів контролю витрат
  6. Вимоги до методів навчання та проблеми їх вибору
  7. Вкажіть основні види методів прогнозування за класифікаційною ознакою «алгоритм виконання»
  8. Вплив методів оцінки запасів на прибуток
  9. ГРАФІЧНИЙ МЕТОД: МІСЦЕ В СИСТЕМІ МЕТОДІВ ДОСЛІДЖЕННЯ, ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЛЕМЕНТІВ ГРАФІКУ, ПРАВИЛА ПОБУДОВИ ГРАФІКІВ
  10. Групування економіко-математичнх методів та їх призначення в аналізі діяльності підприємств
  11. До словесних методів навчання належать навчальна дискусія і диспут.
  12. Додаток 2. Приклади використання міжособистісних методів управління конфліктами

Каротаж ПС. Для запису кривої ПС в аналоговій формі використовуються масштаби 2,5; 5,0; 12,5 мВ/см. Запис проводиться у лінійному масштабі. При цифровому запису кри­вої ПС градуювальний сигнал реєструють на носії цифрової інформації. Похибка вимірювання ПС не повинна перевищувати 5% від реєструючої амплітуди.

Бокове каротажне зондування. Вимірювання всіма зондами повинні виконуватися за час, протягом якого змінюються питомий опір ПР і параметри зони проникнення. Масштаб запису кривих ПО визначається вимогами, згідно з якими забезпечується можливість відліку значень ПО проти всіх пластів, у тому числі і з низьким опором відхилення кривої від нульової лінії не менше 0,5 см.

Допустима відносна похибка вимірювання ПО при аналогоій реєстрації

•100 або ·100, (3.8)

де п- масштаб запису, Ом·м/см; - вимірювальне значення ПО, Ом·м; - відносна по­хибка вимірювання без врахування зміщення нульової лінії на діаграмі; —мінімальне значення ПО в інтервалі вимірювання, для якого проводиться кількісна оброб­ка одержаних даних.

При цифровій реєстрації величина • визначається за формулою

100, (3.9)

де — вимірювальний параметр; - відносна похибка реєстрації без врахування нульової лінії. Зміщення нуля цифрового запису не повинне перевищувати 1,5.

На початку і в кінці запису кривих і при кожній зміні масштабу на діаграмі повинні за­писуватися градуювальні сигнали, а також нульові лінії. Похибка вимірювання ПО не по­винна перевищувати значень, які визначаються формулами (3.8), (3.9).

Мікрокаротаж. Вимірювання градієнт-.мікрозондом А 0,025 М 0,025 N і потенціал-мікрозондом А 0,05 М проводиться тільки одночасно і в однаковому масштабі. Швидкість реєстрації - не більше 1000 м/год. Обов'язковий запис у колоні на інтервалі не менше 20 м.

Боковий каротаж. При виборі масштабів додержуються тих же правил, що і при зви­чайному каротажі. Допустима відносна похибка вимірювання визначається за формулами (3.8Ы3.9). Приймається, що при < 500 Ом м похибка =0,07, а при > 500 Ом·м =0, 1. Нестабільність встановленого стандарт-сигналу на початку і в кінці запису повинна перебувати у межах 3% від номінального значення; допустиме зміщення лінії нуля не має перевищувати 2 мм.



Боковий мікрокаротаж. Масштаб реєстрації приймається таким же, як і для бокового каротажу. Швидкість переміщення зонда у свердловині не повинна перевищувати 1000

м/год. Допустима похибка вимірювань - не більше 10% від вимірювальної величини в од­норідному пласті-колекторі; нестабільність стандарт-сигналу - у межах 3% від номінального значення; максимально допустиме зміщення нульової лінії - 2 мм.

Діаграми бокового мікрокаротажу мають задовольняти таким вимогам: зміщення нуль­ової лінії на кривій ПО, яке визначається по нуль-сигналу і показах у колоні, не перевищує 2 мм при аналоговому запису у лінійному масштабі; відмінність значень стандарт-сигналів, які фіксуються на початку і в кінці вимірів ( ), де і - температура на початку і в кінці інтервалу вимірювання), не більше 0,1%; відмінність кривих ПО основного і повтор­ного вимірів у інтервалах з постійним діаметром свердловини не перевищує 20%.

Радіоактивний каротаж. Динамічна характеристика вимірювання визначається при цьому постійною часу - інтегруючою коміркою RC на виході вимірювальної схеми і швидкістю каротажа (підіймання приладу)

Постійна часу г визначається за формулою

(3.10)

де - середня швидкість облікування в інтервалі дослідження для порід, які можуть вміщувати корисні копалини, імп./хв; - допустима відносна середньоквадратична по­хибка вимірювання, яка зумовлена натуральними флюктуаціями радіоактивних процесів і залежить від виду дослідження, %. При загальних дослідженнях і - 3...4 м похибка приймається 4-7, при детальних ( = 1,5...2м) — 3-5%.

Допустима максимальна швидкість підйому приладу повинна бути такою, щоб при аналоговому запису динамічна похибка амплітуди з мінімальною товщиною , який підлягає кількісній оцінці, не перевищувала допустимого значення параметра При анало­говій реєстрації вона обчислюється за формулою

 

 

де - довжина зонда (для гама-каротажу довжина детектора), м. Для загальних досліджень при = 4... 7 м похибка дорівнює 20, а для детальних ( =1,5... 2м) -5%.

‡агрузка...

При цифровому запису швидкість Кд обчислюється за формулою

Під час проведення одночасних вимірювань декількома каналами величини Vд і т виби­раються за каналом з мінімальним значенням швидкості Vд.

Похибка вимірювань при радіоактивному каротажі характеризується такими величи­нами:

відносною середньоквадратичною похибкою , яка для аналогового запису має вигляд

а для цифрового

 

 

де крок квантування по глибині, м;

відносною систематичною інструментальною похибкою , яка обчислюється за резуль­татами основних ( ) і контрольних вимірювань за формулою

•100,

 

де N— загальне число пластів в контрольній виборці;

; — товщина пласта;

відносною випадковою апаратурною похибкою яка обчислюється за результатами ос­новного і контрольного вимірювань:

де 5 - повна випадкова похибка,

- статистична похибка, зведена до пласта товщиною 1 м,

 

 

апаратурною похибкою вимірювань в точці, зведеною до пласта товщиною їм,

Похибка визначається за результатами обробки запису в точці з нерухомим прила­дом. Для цього з діаграм на точці відраховуються N значень швидкості через інтервал часу і за цими значеннями обчислюються такі параметри: середня швидкість рахунку

розрахункова статистична похибка, зумовлена натуральними флуктуаціями,

середньоквадратична похибка вимірювання в точці

Реєстрація кривих проводиться в одиницях швидкості облікування. Масштаб запису ве­личини п вибирається так, щоб весь діапазон зміни показів був записаний на діаграмі без зсуву нуля у процесі вимірювання,

Для розширення діапазону запису допускається постійне переміщення з допомогою компенсатора нульової лінії на значення 0,8 ( — мінімальна швидкість рахунку в розрізі). Його доцільно застосовувати, коли відношення 4.

Криві записуються двома гальванометрами однакової чутливості. Гальванометр-дублер зміщений вліво на ширину поля. Нуль-сигнал з компенсацією і без неї і стандарт-сигнал за­писують на діаграмі при аналоговій реєстрації і на носії цифрової інформації — при циф­ровій. Контрольний запис (перекриття) проводиться у інтервалі 50-100 м.

Якість записаних діаграм перевіряється зіставленням одержаних даних з допустимими значеннями похибок , , і . Для кожного методу радіоактивного

каротажу допустимі значення похибок задаються. Для перевірки діаграм гама-

каротажу вибирають опорні пла­сти з максимальним значенням амплітуд. Різниця в показах не повинна перевищувати 0,7 • 102фА/кг (1 мкР/год). При виділенні пластів довжина детектора може не враховува­тись, якщо вона менша від половини товщини пласта.

Для запису діаграм нейтронного каротажу рекомендуються такі масштаби, ум. од./см: 0,3 - 0,4 - у пористих розрізах ( < 10 %) при = 0,15...0,20 м; 0,2-0,3 - у низькопори-стих розрізах при = 0,25...0,30 м; 0,1 - у високопористих розрізах ( >10 %); 0,05 - при різночасових вимірюваннях в обсадженних свердловинах. Запис ведеться гальванометрами у масштабах 1:1 і 1:5.

Масштаб реєстрацій кривих при гама-гама-каротажі вибирається таким, щоб різниця між найбільшими (але не в кавернах) і найменшими показами була близько 8-10 см. Швидкість вибирається із співвідношення < 1200 при детальних дослідженнях і Vτr < 2400 — при загальних.

При вимірюванні температури у свердловинах застосовуються масштаби реєстрації 0,5 і 0,25 °С/см. Під час досліджень за допомогою диференційних термометрів масштаб збільшується у два - п'ять разів. Похибка вимірювань оцінюється порівнянням з показами ртутного термометра. Різниця у визначенні температури пласта і геотермичного градієнту свердловинним і ртутним термометрами на поверхні не більше 0,5, в інших випадках - не більше 2 °С.

Швидкість реєстрації термограм не повинна перевищувати 1200 м. При визначенні ви­соти підйому цементного кільця, а також при вимірюванні температури у стволі свердлови­ни при невстановленому режимі швидкість запису може бути збільшена у два рази.

На діаграмах акустичного каротажу до і після дослідження мають бути записані граду-ювальні сигнали: стан нульових ліній; відхилення пишучих пристроїв реєстратора від гра-дуювальних сигналів калібратора; зміщення нульової лінії градуювального компенсатора. Після реєстрації кривих ці операції виконуються у зворотному порядку. Швидкість реєстрації діаграм не повинна перевищувати 1200 м/год; похибка вимірювань величин Т1, - 10, величини - 3, величин , і - 15%. Нульові покази на діаграмі, записані на початку і в кінці дослідження, не мають відрізнятися більше ніж на 1 мм. Допустиме зміщення нульової лінії - 2мм.

Інтервальний час пробігу пружних хвиль проти опорних пластів не повинен відрізнятися від номінального більше, ніж на 10%. За опорний може бути прийнятий по­тужний пласт кам'яної солі з інтервальним часом пробігу пружної хвилі 217-231 мкс/м або пласт ангідриду - відповідно 159-169 мкс/м.

Інтерпретація даних ГДС у газових і нафтових свердловинах. Результати геофізичних досліджень у свердловинах застосовуються для розв'язання геологічних задач як загального характеру (стратифікація і кореляція розрізів, уточнення літологічного складу порід, виділення колекторів), так і задач, пов'язаних з кількісними оцінками тих чи інших властивостей порід (визначення коефіцієнтів пористості, проникливості, глинистості, нафтогазонасиченості), а також для оцінки технічного стану свердловин і контролю розробки родовищ.

Для розв'язання перелічених задач проводиться інтерпретація даних ГДС з викори­станням геологічних даних (результатів випробування у відкритому стволі і колоні, аналізів керна, шламу, пластових фаз, ПР і інших), одержаних у даній свердловині, а також у свер­дловинах, розташованих у межах площі, що вивчається. Можна використовувати відповідні дані для сусідніх з подібними геолого-геофізичними умовами.

Розрізняють інтерпретацію оперативну і зведену (площинну). Головною метою опера­тивної інтерпретації даних ГДС є виділення колекторів і оцінка їх продуктивності (нафтога-

зоносності) у процесі буріння окремих свердловин. Зведена інтерпретація виконується з ме­тою визначення параметрів, необхідних для підрахунку запасів і проектування розробки і подальшої (детальної) розробки родовищ.

На пошуковому етапі розвідки оперативна інтерпретація проводиться у всьому пошуковому інтервалі розрізу свердловини. Встановлюються перспективні інтервали розрізу, в яких прогно­зується одержання промислових притоків нафти і газу. У розвідувальних свердловинах оператив­на інтерпретація здійснюється у виявлених на пошуковому етапі перспективних інтервалах.

За результатами оперативної інтерпретації складається висновок про нафтогазо­носність розрізу і доцільність випробування окремих пластів або проведення додаткових досліджень у свердловині.

Для успішної інтерпретації у розрізі свердловини виділяються перспективні інтервали, які можуть бути розділені на окремі пласти з приблизно однаковою геофізичною характери­стикою. Класифікуються пласти за літологічними ознаками, а також за приналежністю до колекторів чи неколекторів. Виявляються покришки і перемички нафтогазоносних пластів.

Пласти, які за геофізичною характеристикою не можуть бути визначені як колектори чи неколектори, належать до класу з невизначеною характеристикою.

При виділенні пластів-колекторів використовуються такі ознаки: наявність глинистої кірки навпроти пласта; наявність у пласті зони проникнення фільтрату ПР; відповідність визначених геофізичних параметрів виявленому для колекторів діапазону їх поширення. Для цього статистичним або петрофізичним способом визначається сукупність параметрів для двох класів пластів: колекторів і неколекторів.

Для підтвердження наявності колекторів у розрізі проводять випробування пластів з до­помогою випробувачів на трубах або поточкове їх випробування приладами на кабелі.

Стратифікація відкладів здійснюється способом кореляційного порівняння розрізу, який вивчається, з типовим літолого-стратиграфічним розрізом даного району. Для цього вико­ристовуються регіональні та локальні репери, а також маркуючі поверхні.

Покришки і перемички характеризуються відмінними щодо колекторів питомим елект­ричним опором і інтенсивністю природного і вторинного гама-випромінювання, перемінним діаметром свердловини і ін. Покришками можуть служити потужні пласти глин, щільних непроникливих вапняків, пласти галогенних осадків; перемичками — витримані по площі малопотужні пласти глин (мергелів), щільні пласти вапняків, пісковиків, доломіту або гало­генних осадків.

Перспективні інтервали визначаються за апріорними відомостями про поширення наф-тогазонасичених порід того чи іншого комплексу і при наявності порід-колекторів. Стра­тифікація комплексу здійснюється на основі детальної кореляції даних ГДС з геолого-ге-офізичним розрізом цих відкладів у сусідніх свердловинах. За даними ГДС може бути виз­начена місткість пустотного простору породи, об'єм цього простору, заповнений пластовими фазами, а також тип колектора.

Для оцінки місткісних характеристик порід і типу колекторів проводиться кількісна інтерпретація даних ГДС з використанням необхідних петрофізичних залежностей. По­ристість визначається з врахуванням особливостей літологічного складу порід, властивостей флюїдів і ПР. Тип колектора знаходять з допомогою аналізу геолого-геофізичної інформації для пластів, що вивчаються. Для карбонатного розрізу необхідно проводити аналіз співвідношення різних видів пористостей і загальної міжзернової вторинної ефективності пористості. Для теригенних колекторів основними характеристиками є літотип і характер розподілу глинистого матеріалу у породі (тип глинистості). Для карбонатних порід основ­ною характеристикою є тип вторинної ємності (кавернозна, тріщинна, каверново-тріщинна).

Виділення нафтогазоносних пластів-колекторів за даними ГДС здійснюється з враху­ванням зміни коефіцієнта водонасичення у радіальному напрямку пласта. При цьому вико-

 

ристовуються параметри, пов'язані з властивостями вуглеводнів і їх об'ємним вмістом в по­роді: питомий опір, час життя теплових нейтронів, інтервальний час і ін.

фазовий стан вуглеводнів у пласті визначається з врахуванням компонентного складу вуглеводневих газів у ПР за даними газового каротажу і в пробах пластових фаз, відібраних приладами на кабелі. Використовується також зміна показів в деяких геофізичних методах, зумовлена наявністю вільного газу у зоні дослідження.

Після завершення буріння у пошукових і розвідувальних свердловинах для кожної свер­дловини складається оперативне обгрунтування, у якому крім відомостей про повноту і якість виконаних геофізичних досліджень вміщуються геолого-геофізична характеристика виділених пластів-колекторів і рекомендація щодо випробування пластів або проведення до­даткових досліджень.

В обгрунтуванні наводиться характеристика здатності порід вміщувати і віддавати флюїди - колектор, неколектор, можливо, колектор, а також характеристика їх за складом і вмістом рухливих флюїдів — продуктивний (нафтогазоносний) пласт, водоносний пласт, перехідна зона нафто- або газоносного пласта, з невизначеним характером насичення. При наявності даних випробування пласти розділяються на нафто- і газоносні.

На основі наведених характеристик за даними ГДС можна очікувати приток флюїду: нафти із нафтоносного пласта; газу із газоносного пласта, нафти або газу із продуктивного пласта; води із водоносного пласта; нафти або води із перехідної зони нафтового пласта (по­кладу) ; газу або води із перехідної зони газоносного пласта (покладу). При невизначеності ха­рактеру насиченості за даними ГДС приплив флюїдів із колектора не прогнозується.

Рекомендації для випробування пластів геофізичною службою супроводжуються розг­лядом методів випробування. У відкритому стовбурі для цього використовуються випробу­вачі на кабелі або на трубах. Однозначно охарактеризовані за насиченням колектори реко­мендуються для випробування у пошукових свердловинах, а в розвідувальних свердловинах - тільки в інтервалах, які залягають нижче від гіпсометричної відмітки пластів, випробува­них в інших свердловинах.

Випробування пластів в обсадженій свердловині рекомендується для розв'язання за­вдань: визначення розташування ВНК (ГВК) і ГНК; виявлення колекторських властивостей породи (колектор, неколектор); підвищення ефективності (однозначності) інтерпретації да­них ГДС і ін.

Додаткові дослідження розрізу у відкритому стовбурі свердловини можуть рекоменду­ватись для уточненя колекторських властивостей пластів з невизначеною характеристикою. Так, випробування пласта з допомогою випробувачів дає змогу оцінити характер його наси­чення, а відбір зразків порід керновідбірниками і ґрунтоносами - визначити тип і уточнити літологію пласта.

На підставі висновків за даними ГДС й інших геолого-гесфізичних досліджень геологічною службою замовника і спеціалістами геофізичних експедицій приймається рішення про доцільність випробування свердловини, розглядаються кількість і глибини залягання меж пластів, які підлягають випробуванню, визначається глибина спуску колони і висота підняття цементу.

Список літератури

1. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследо­ваний скважин. - М.:Недра, 1981. - 432с.

2. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Д. Геофизические исследования в скважинах.- М.: Не­дра, 1982.-351с.

3. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважи­нах.-М.: Недра, 1985.-216с.

Глава 4


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


При использовании материала, поставите ссылку на Студалл.Орг (0.014 сек.)