Интерпретация диаграмм давления возможна с применением

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Интерпретация — диаграмма

Другой пример интерпретации диаграммы давления притока полученной при испытании, связан с исследованием наклонной скважины. [32]

Ручная обработка и интерпретация диаграмм промыслово-гео-физических методов занимают много времени и не дают возможности одновременно полностью учесть показания многих методов исследования. Весьма перспективно применение электронных вычислительных машин для комплексной интерпретации диаграмм промыслово-геофизических методов исследования скважин. Разработке методов автоматизации ядерно-геофизических измерений и процессов интерпретации их результатов путем применения электронно-вычислительных машин необходимо уделить больше внимания. [33]

Предложен ряд способов интерпретация диаграмм циклического упруго-пластического деформирования , однаив в настоящее вреия достаточно обоснованной экспериментально является обобщенная диаграмма деформирования 4, 16, 17 ], по характеристикам которой для многих конструкционных материалов накоплены данные. Обобщенная диаграмма циклического деформирования отражает зависимость между напряжениями и деформациями в каждом отдельном полуцикле нагруже-ння. Она строится в координатах S-в, начало которых совмещено с точкой разгрузки в данном полуцикле. [34]

На современной стадии интерпретации диаграмм 1пу не всегда представляется возможным определить тип жидкости или газа, насыщающего норовое пространство, так как дифференцирующая способность метода зависит в основном от содержания в жидкости или газе водорода. [35]

В то время как интерпретация электрокаротажных диаграмм в основном предназначена для определения наличия или отсутствия нефти и газа в исследуемых отложениях, для расчета ожидаемой продуктивности, а также для выявления запасов нефти и газа в залежи требуется изучение некоторых ее физических характеристик: пористости, абсолютной и относительной проницаемости породы для нефти, воды и газа. Для того чтобы иметь представление о том, как эти характеристики могут быть получены из каротажных диаграмм, необходимо рассмотреть теоретические соотношения между величинами, измеряемыми при каротаже, и этими основными характеристиками пласта. В этой главе описаны характеристики пород, наиболее часто используемые в гидравлике и при интерпретации электрокаротажных диаграмм, и их связь между собой. [36]

В ряде случаев для аналитической интерпретации диаграмм используется полигональная аппроксимация. [37]

Попутно заметим, что при интерпретации диаграмм давления , записанных в условиях поступления жидкости в колонну труб, находящуюся в скважине со сложным профилем, расположение части труб на наклонном участке скважины может быть рассмотрено как наличие секции колонны большего диаметра. [39]

Этот метод был разработан для интерпретации стандартных электрокаротажных диаграмм для получения значений kK и kB в однородных неглинистых плотных пластах достаточной мощности. Проникновение фильтрата должно быть таким, чтобы средние удельные сопротивления, записанные малыми потенциал-зондом и градиент зондом ( с поправкой на влияние скважины), приближались соответственно к средним значениям дд и дп. [41]

В четвертом разделе приведена методика интерпретации диаграмм давления , полученных на основе фиксирования восстановления уровня жидкости в скважине, подверженной ГРП. [42]

На первом этапе исследований результаты интерпретации диаграмм ГИС используют при составлении геолого-геофизических разрезов скважин. [43]

В этих случаях по результатам интерпретации диаграмм давления буровым предприятиям выдается сообщение о величине пластового давления и фильтрационных характеристиках испытанного пласта, на основе которого процесс бурения может быть продолжен с соответствующим выбором удельного веса промывочной жидкости, не ожидая результатов анализа отобранных проб пластового флюида. После окончания работ по физико-химическому анализу проб пластового флюида геологические службы буровых предприятий получают полное заключение о неф-тегазоводонасыщенности испытанных пластов и возможных продуктивных характеристиках скважин при их эксплуатации. [44]

В работе [21] приведена методика интерпретации диаграмм акустического цементомера . Амплитуда продольной волны изменяется от нуля в зацементированной колонне ( Ацк) до некоторого максимума в свободной колонне, условно принятого равным 1ОО единицам. [45]

Гидродинамические исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Кривые восстановления давления, их интерпретация

13.1. Исследования скважин со снятием кривой восстановления давления без учета притока жидкости к забою после ее остановки

При достаточном времени исследования скважины и большинстве случаев обработка кривой восстановления давления без учета притока жидкости дает надежные результаты. Одновременно методика обработки данных исследования является наиболее простой.

Проведение данного вида исследований и обработка результатов исследований – КВД при мгновенном прекращении притока в скважину заключается в следующем.

1. Спускают в скважину глубинный манометр или дифференциальный манометр.

2. Резко останавливают или пускают скважину в работу.

3. Измеряют с помощью глубинного дифференциального манометра значения P_заб во времени t

5. Результаты полученных значений заносят в таблицу:

6. Кривая восстановления давления после остановки скважины строится в координатах Dр, lg t (Рис. 13.1.1). На прямолинейном ее участке выбираются две точки с координатами lg t₁ и lg t₂ и определяется угловой коэффициент прямой

. (14.1.1)

Рис. 13.1.1. Кривая восстановления давления на забое скважины в полулогарифмических координатах.

Начало и конец выбранного прямолинейного участка на кривой lg t должны отвечать неравенствам

; (13.1.2)

, (13.1.3)

где R_к — радиус условного контура питания (в расчетах обычно принимается равным половине расстояния между скважинами).

Указанные пределы (13.1.2), (13.1.3) при выборе прямолинейного участка способствуют отсечению области существенного влияния на кривую восстановления притока жидкости в скважину после ее остановки (в начале кривой) и взаимодействия скважин (в конце кривой).

При существенной неоднородности пласта в выделенной области (ограниченной пределами) может быть несколько участков, каждый из которых будет характеризовать определенную зону пласта.

Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД.

7. Проводят обработку данных КВД

а) определяется угловой коэффициент прямой

(13.1.4)

— по угловому коэффициенту определяют гидропроводность пласта e;

(13.1.5)

— определяют подвижность нефти в пласте

(13.1.6)

— определяют коэффициент проницаемости пласта в области дренирования скважины

(13.1.7)

б) Измеряется отрезок В на оси от нуля до точки пересечения этой оси с прямолинейным участком КВД, величина которого равна:

(13.1.8)

— определяют ; (13.1.9)

— определяют пьезопроводность пласта χ:

1) Если скважина совершенная и r_c известен по долоту то,

(13.1.10)

2) Если скважина несовершенная, то χ определяют по формуле Щелкачева

(13.1.11)

где b_ж — коэффициент объёмный упругости пластовой жидкости;

b_с – коэффициент объёмный упругости пористой среды;

m – коэффициент пористости.

Параметры, входящие в формулу (13.1.11) могут быть определены в лабораторных условиях.

— по величине χ определяют приведенный радиус скважины, учитывающий гидродинамическое несовершенство

(13.1.12)

— дополнительно определяют коэффициент продуктивности скважины:

(13.1.13)

где — объемный коэффициент нефти;

— плотность нефти в поверхностных условиях.

Таким образом, проводя исследования на неустановившихся режимах, определяют параметры пласта в области дренирования.

1. Коэффициент гидроводности пласта e.

2. Коэффициент подвижности нефти в пласте k/m.

3. Коэффициент проницаемости пласта k.

4. Коэффициент пьезопроводности пласта c.

5. По форме КВД в координатах Dp(t) – ln t можно качественно определить особенности строения неоднородной по проницаемости залежи (ухудшение фильтрационных свойств пласта вдали от забоя скважины приводит к увеличению угла наклона кривой):

Рис. 13.1.2. Фактическая КВД.

Причины искривления реальной КВД:

В зоне I:

— влияние притока жидкости после остановки скважины;

— нарушение геометрии потока в ПЗП из-за несовершенства скважины;

— нарушение режима работы скважины перед ее остановкой;

— неизотермическое восстановление давления;

— наличие свободного газа в объеме скважины,

— ухудшенные в результате бурения и эксплуатации коллекторские свойства ПЗП по сравнению с удаленной.

В III зоне:

— неоднородность пласта по простиранию (уменьшение угла наклона – улучшение коллекторских свойств наиболее удаленной зоны по сравнению с удаленной – линия 2, увеличение угла наклона – ухудшение коллекторских свойств – линия 3);

— наличие вблизи скважины непроницаемых границ (тектонических экранов, зон выклинивания пласта) – линия 4.

II зона:

— средний участок — по теории прямолинейный. Длина участка ограничена, т.к. P_c стремится к P_пл, т.е. к горизонтальной асимптоте. Область применения этого приема интерпретации по II участку КВД ограничена условиями, при которых справедлива формула упругого режима: скважина — источник постоянной интенсивности; пласт — бесконечный и однородный; возможна мгновенная остановка притока флюида в скважину.

По КВД мы оцениваем kh/m для удаленных зон пласта, а по индикаторным диаграммам — kh/m для ПЗП.

Таким образом, интерпретация результатов исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет количественно оценить значения параметров, характеризующих пласт и скважину (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность пласта, приведенный радиус, коэффициенты совершенства и продуктивности скважины). Эти данные необходимы для:

1. Использования их в расчетах показателей разработки при составлении проектов разработки месторождений.

2. Сравнения их (характеризуют удаленную зону пласта) с аналогичными данными, полученными по результатам исследований на установившихся режимах эксплуатации (характеризуют ПЗП).

3. Определения параметров пласта во времени для оценки технологической эффективности мероприятий, связанных с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов и для контроля за разработкой.

13.2. Исследования со снятием кривой восстановления давления и с учетом притока жидкости к забою после остановки скважины

В некоторых случаях при исследовании скважины не удается получить прямолинейный участок кривой восстановления давления в координатах . Чаще всего это объясняется существенным влиянием продолжающегося притока (или оттока) жидкости из пласта в скважину (или наоборот) после ее закрытия на устье. В указанных случаях необходимо обрабатывав данные исследования с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.

Для обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости необходимо одновременно с фиксацией изменения давления на забое регистрировать изменение потока жидкости во времени либо измерять изменение давления на буфере и в затрубном пространстве во времени (для фонтанных и компрессорных скважин), а для насосных скважин определять изменение уровня жидкости в затрубном пространстве.

Имеется несколько методов обработки кривых восстановления давления в скважине с учетом притока жидкости с целью определения параметров пластов и скважин. На основании исследований (сопоставление методов с помощью гипотетической кривой и по результатам исследований скважин высокоточными глубинными манометрами) большинство авторов рекомендуют применять при обработке кривых восстановления давления два метода.

При замедленном притоке жидкости предпочтительнее применять интегральный метод Э. Б. Чекалюка, а при высокой скорости затухания притока следует использовать дифференциальный метод Ю. П. Борисова. Интегральный метод также применяют и в тех случаях, когда кривые восстановления давления имеют разброс точек.

Дата добавления: 2015-02-10 ; просмотров: 5960 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Глава VII.ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДИАГРАММ РАДИОМЕТРИИ СКВАЖИН

§ 48. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАДИОАКТИВНЫХ МЕТОДАХ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН. ЕДИНИЦЫ ИЗМЕРЕНИЯ

При геофизических исследованиях скважин в настоящее время используют широкий комплекс ядерных методов, а именно: естественного гамма-излучения (гамма-метод), рассеянного гамма-излучения (гамма-гамма-метод), изотопов, рентгено-радиографический, нейтрон-нейтронные по тепловым и надтепловым нейтронам, нейтронный-гамма-метод, импульсные нейтрон-нейтронные и нейтронный-гамма-методы, наведенной активности (нейтронно-активационный).

Значительная дифференциация горных пород по их радиоактивным свойствам позволяет широко использовать радиоактивные методы для расчленения разрезов скважин, изучения коллекторских свойств пород и выделения полезных ископаемых.

Специфические особенности радиоактивных измерений — их статистический характер по интенсивности и энергиям фиксируемых частиц, наличие сторонних (фоновых) излучений, одновременно регистрируемых с изучаемыми, а также зависимость измеряемой величины от спектральной характеристики индикатора, обычно не являющейся константой даже для индикаторов одного типа. Последняя особенность в большинстве случаев исключает возможность непосредственного использования диаграмм радиометрии скважин, зарегистрированных в единицах разностей потенциалов на выходе интегрирующей ячейки, пропорциональных интегральному счету регистрируемых частиц за единицу времени или (при соответствующем эталонировании радиометра) в единицах мощности дозы гаммаизлучения в микрорентгена х/час. При интерпретации данных радиометрии скважин чаще всего используют следующие относительные единицы.

1. Единица относительного разностного параметра

где І Х — интенсивность измеряемого излучения в изучаемом пласте х; I΄ oп и I΄΄ oп — интенсивности измеряемого излучения в двух опорных средах (О выборе опорных сред будет сказано при обзоре методики интерпретации конкретных способов радиометрии скважин. Для повышения точности исследований опорные среды должны быть едиными для района исследования).

Параметр ∆J не зависит от конструктивных особенностей аппаратуры и наличия фона [4] при условии, если спектральная характеристика измеряемого излучения одинакова в изучаемой и опорной средах.

Для удобства чтения диаграмм в двойном разностном параметре за его единицу целесообразно брать 0,01 (I΄΄ oп — I oп ).

Обозначив эту величину через [∆І] ед , получим

(176) 2. Вероятностная нормализованная единица. За вероятностную единицу [∆І] вер (по В.

В. Ларионову) принимают удвоенную величину дисперсии а измеряемого параметра, полученную в эталонной скважине со спектральной характеристикой разреза, близкой к спектральной характеристике разрезов изучаемых скважин:

где p i — статистический вес участков эталонной скважины, характеризующихся интенсивностью І эс,i ( изучаемого излучения; І эс — математическое ожидание средней величины І эс на всем интервале разреза эталонной скважины:

В нормализованной единице измеряемый параметр I x количественно оценивается величиной

где а — постоянная величина, условно оцениваемая числом 3,5, практически исключающая возможность отрицательных значений І н х .

3. Относительная единица. В системе относительных единиц интенсивность излучения оценивается величиной отношения

где І х ; и І оп — регистрируемые интенсивности излучения в изучаемом и опорном пластах.

Относительную единицу используют в тех радиоактивных методах (изотопов, нейтрон-нейтронном), в которых фоновые излучения имеют интенсивность на один-два порядка меньшую изучаемого.

§ 49. ЕСТЕСТВЕННАЯ ГАММА-АКТИВНОСТЬ ГОРНЫХ ПОРОД

Естественная гамма-активность горных пород определяется содержанием радия, урана, тория, Отчасти активно-урана (включая радиоактивные продукты распада этих

элементов) и изотопа калия 19 40 K . В несопоставимо меньшей степени гамма-активность связана с присутствием в породах других радиоактивных элементов: 37 87 Rb , 138 57 La , 176 71 Lu , 239 94 Pu .

Естественная радиоактивность горных пород оценивается следующими единицами. 1. Числом распадов в секунду (расп/с), а также единицей кюри (Ки). Единице кюри

соответствует количество радиоактивного вещества, в котором распадается столько же атомов, сколько распадается в одном грамме радия. В геофизической практике используют микрокюри (10 -6 Ки), что соответствует распаду в среднем 3,7ּ10 4 атомов в секунду.

2. Эквивалентным содержанием радия (по гамма-излучению). За единицу эквивалентной массовой концентрации qγ радия по гамма-излучению принимают грамм эквивалента радия на грамм породы (гּэкв. Ra/г, в единицах СИ кг·экв. Ra/кг). Граммэквивалент радия (кг-эквивалент радия) равен суммарной концентрации радиоактивных элементов, при которой в среднем в секунду в грамме (килограмме) вещества происходит излучение того же числа гамма-квантов, как и в грамме (килограмме) радия.

При геофизических исследованиях скважин целесообразно пользоваться объемной единицей концентрации kγ радиоактивных элементов. В единицах СИ наиболее удобна

Комплексная интерпретация диаграмм ГИС

Геология месторождения Шубарколь. Петрофизические свойства углей. Анализ применяемых комплексов геофизических исследований скважин месторождения. Метод кажущихся сопротивлений, основные свойства. Гамма-каротаж и кавернометрия. Изучение разреза скважин.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Краткие геолого-геофизические сведения о месторождений

1.1 Геология месторождения Шубарколь

1.2 Петрофизические свойства углей

2. Анализ применяемых комплексов геофизических исследований скважин месторождения

2.1 Применяемый комплекс ГИС

2.1.1 Метод кажущихся сопротивлений

2.2.2 Боковой Токовый Каротаж

2.2.4 Селективный гамма-гамма-каротаж

3. Комплексная интерпретация диаграмм ГИС

3.1 Изучение разреза скважин

3.1.1 Литологическое расчленение разрезов скважин по диаграммам масштаба 1:200

1. Краткие геолого-геофизические сведения о месторождений

1.1 Геология месторождения Шубарколь

Месторождение Шубарколь находится в Тенгизском районе Карагандинской области, в 140 км к северо-востоку от г. Жезказган. Железная дорога Жезказган-Караганда проходит в 120 км южнее. Ближайшая железнодорожная станция — Кызылжар, с которой месторождение связано железнодорожной веткой длиной 120 км.

Угли в пределах Шубаркольской мульды были выявлены в 1983 г. при проведении геологической съемки масштаба 1:50000 Шубаркольской поисково-съемочной партией Центрально-Казахстанской экспедиции МГУ. Промышленная значимость месторождения была установлена специальными поисковыми, в последующем детальными разведочными работами Гапеевской экспедиции ПГО «Цептрказгеология» (Ю.В.Яковенко, Е.Т.Педаш, (АКо и др.).

Нижнеюрские угленосные отложения, мощностью до 330 м, образуют мульду субширотного простирания (7×16 км) с пологими западным и восточным (5-10 и 5-15°) и более крутыми южным (20-48°) и северным (40-90°) крыльями (рис.1). Во внутренней части мульды углы наклона пород не превышают 3-5°. В центральной части мульды отмечается пологое поперечное поднятие угленосной толщи, которое к северу от длинной оси структуры затухает. Оно разделяет мульду на западную и восточную части. В первой, кровля Верхнего угольного горизонта имеет максимальное погружение от дневной поверхности 127 м, а в восточной — 90 м.

К нижней половине угленосной толщи приурочены два угольных горизонта (Нижний и Средний) очень сложного и изменчивого строения, к средней — третий (Верхний) основной угольный горизонт, мощностью до 32 м и сравнительно простого строения, особенно на северо-западе мульды.

Нижний угольный горизонт общей мощностью до 51 м, представлен шестью-семью преимущественно тонкими (0,2-1,5 м), очень изменчивыми по мощности и строению пластами углей. Средний горизонт наименее мощный на месторождении (не более 2,8 м). По существу представлен одним пластом, мощностью от 2-4,5 до 7,0 м. Отмечающиеся в почве пачки крайне невыдержанные и не сопоставляются по площади.

Верхний угольный горизонт компактный и простого строения на северо-западе в юго-восточном и южном направлениях расщепляется на 5-8 пачек, мощностью от 1-2 до 10 метров.

Угли гумусовые, с редкой примесью сапропелевого материала, однако, в виде тонких прослоев в углях Верхнего и Среднего горизонтов отмечаются сапропелево-гумусовые (касьянит) и гумусово-сапропелевые (черемхит) разности, с высоким содержанием компонентов группы витринита, по отражательной способности которого угли месторождения относятся к каменным, марки Д (длиннопламенные).

Угли малозольные (в среднем 11%), малосернисные (0,4%) с незначительным содержанием фосфора, легко и среднеобогатимые (за исключением углей Нижнего горизонта, относящихся к труднообогатимым). Теплота сгорания около 7,4 тыс.ккал/кг, зола тугоплавкая с содержанием: SiO2 — 56-66 %, AI1O3 — 22-28 %, Fe2O3- 7-10 %, СаО -2-3 %, MgO — 1-2 %, ТіО2-1,1-1,24%, S03 — 1.35-3,43 %, Р205 — 0,13-0,46 %, К20 — 1,28-1,55 %, Na20-0,65-1,8%.

По содержанию воднорастворимого натрия угли «несоленые», склонны к самовозгоранию. При полукоксовании получено до 9-12 % смолы со значительным количеством ароматических углеводородов (бензола, толуола, нафталина и др.). Опыты по гидрогенизации показали, что все угли месторождения являются уникальным сырьем для производства синтетического топлива.

Запасы углей составляют 2,3 млрд.т, из них по Верхнему угольному горизонту более 1,8 млрд.т, большая часть которых пригодна для открытой разработки. Месторождение разрабатывается открытым способом при коэффициенте вскрыши 3,0 м3/т.

Из попутных полезных ископаемых следует отметить горючие сланцы, залегающие в пачке пород, мощностью 1,1-7,7 м над Верхним угольным горизонтом. Зольность их колеблется в пределах 46-83 %, органической массы 36 %, выход смол — 5,6 %, содержание серы 0,93 %, водорода около 7 % и углерода 66 %. Теплота сгорания 4,8-6,7 тыс.ккал/кг. Запасы горючих сланцев составляют 403 млн.т. Из-за низкого качества разработка их в настоящее время считается нецелесообразной.

Представляют интерес глины коры выветривания как сырье для получения керамического кирпича марок 200-250 при температуре обжига 900-950иС, однако, имеются трудности селективной выемки этих глин. Из элементов-примесей можно отметить повышенные количества иттрия (104, 95, и 66 г/т в золе углей соответственно Верхнего, Среднего и Нижнего горизонтов), скандия (64, 61 и 36 г/т) и некоторых других. Особенно высокие содержания редкоземельных элементов наблюдаются в зоне выветривания углей, при этом максимальные концентрации (иттрий — 254 г/т, скандий — 96, диспрозий — до 384, гадолиний — до 335, самарий — до 211, лантан — 46, церий — 89 и неодим — до 806 г/т угля) пространственно приурочены к зонам аномального накопления урана. Несмотря на мелкие, линзовидные формы этих зон, указанное явление аномального обогащения редкими землями представляется заслуживающим внимания в свете все возрастающих цен.

Рис. 1. Месторождение Шубарколь. 1-Неоген-черчитное отложение, 2- Верхняя угленосная толща, 3- Нижняя угленосная толща, 4- Доюрские образования, 5- Уголь, 6- Горючий сланец, 7- Тектонические нарушение, 8- Граница угленосных толщ, 9- Разведочные скважины

1.2 Петрофизические свойства углей и вмещающих пород

Уголь ископаемый -горючая осадочная порода органического (растительного) происхождения, состоящая из углерода, водорода, кислорода, азота и других второстепенных компонентов. Цвет варьирует от светло-коричневого до черного, блеск — от матового до яркого блестящего. Обычно четко выражена слоистость, или полосчатость, которая обусловливает его раскалывание на блоки или таблитчатые массы. Плотность угля от менее 1 до

1,7 г/см3 в зависимости от степени изменения и уплотнения, которое он претерпел в процессе углеобразования, а также от содержания минеральных составляющих.

Начиная с девонского периода в древних торфяных болотах в анаэробных условиях (в восстановительной среде без доступа кислорода) накапливалось и консервировалось органическое вещество (торф), из которого формировались ископаемые угли. Первичная торфяная залежь состояла из массы тканей растений от полностью разложившихся (гелефицированных) до хорошо сохранивших свое клеточное строение. В аэробных условиях при воздействии на остатки растений обогащенных кислородом вод или на контакте с атмосферой происходило полное окисление (разложение) органического вещества с выделением диоксида углерода и легких углеводородов (метана, этана и др.), не сопровождавшееся торфообразованием.

Превращение торфа в ископаемый уголь, называемое углефикацией, происходило в течение многих миллионов лет и сопровождалось концентрацией углерода и уменьшением содержания трех основных углеобразующих элементов — кислорода, азота и водорода. Главными факторами углефикации являются температура, давление и время. В России принято выделять следующие стадии углефикации: буроугольную (с ранней подстадией — лигнитовой), каменноугольную, антрацитовую и графитовую. При этом шло последовательное образование бурых углей, каменных углей, антрацита и графита. В США, Канаде, Германии, Великобритании и многих других странах принято считать, что в процессе углефикации из торфа образуются лигниты, суббитуминозные угли, битуминозные угли, антрацит и графит (что не противоречит российской классификации).

Современное торфообразование происходит в разных масштабах в пределах всех материков, кроме Антарктиды. Крупные торфяники известны на территории Канады, России, Ирландии, Шотландии и других стран.

Углеобразование, имевшее место в прошлые эпохи, различалось по интенсивности, а также условиям формирования первичных торфяников. Как и ныне, в древности торф накапливался и во внутренних частях континентов, и на их окраинах. Большую роль при этом играли климатический и тектонический факторы. Интенсивное углеобразование происходило в эпохи с теплым и влажным климатом, каменноугольную, пермскую, юрскую, палеогеновую и неогеновую, а слабое — в девонскую и триасовую. Тектонические пульсационные колебания окраин материков сопровождались накоплением угленосных толщ мощностью в несколько километров, включающих до 200-300 угольных пластов и пропластков. Во время морских трансгрессий торфяные болота затапливались, и поверх торфа отлагались смываемые с прилегающих более высоких участков суши осадки разного механического состава. Затем во время морской регрессии в условиях погружения суши болотообразование возобновлялось и накапливался торф. В результате многократного повторения этих процессов сформировались слоистые осадочные толщи. Мощность таких угленосных толщ колеблется от нескольких десятков метров до 3000 м и более (например, в Аппалачском бассейне свыше 2000 м, Рурском — 2500-3000 м, Верхнесилезском — 2500-6000 м, Донецком — до 18 000 м).

Изучение сохранившихся в углях остатков растений позволило проследить эволюцию углеобразования — от более древних угольных пластов, образованных низшими растениями, до молодых углей и современных торфяных залежей, характеризующихся большим разнообразием высших растений-торфообразователей. Возраст угольного пласта и связанных с ним пород определяют путем определения видового состава остатков содержащихся в угле растений.

Самые древние угольные залежи образовались в девонский период, примерно 350 млн. лет назад. Наиболее интенсивное углеобразование происходило в интервале от 345 до 280 млн. лет назад, и поэтому этот период был назван каменноугольным. К нему относится бульшая часть угленосных бассейнов на востоке и в центральных районах США, в Западной и Восточной Европе, Китае, Индии и Южной Африке. В пермский период (280-235 млн. лет) интенсивное углеобразование происходило в Евразии (угольные бассейны Южного Китая, Кузнецкий и Печорский — в России). Мелкие месторождения угля в Европе сформировались в триасовый период. Новый всплеск интенсивности углеобразования пришелся на начало юрского периода (185-132 млн. лет). Примерно 100-65 млн. лет назад, в меловой период, сформировались угольные месторождения Скалистых гор США, Восточной Европы, Центральной Азии и Индокитая. В третичный период, примерно 50 млн. лет назад и позднее, возникли месторождения в основном бурых углей в различных районах США (на севере Великих равнин, севере Тихоокеанского побережья и в прибрежных районах Мексиканского залива), в Японии, Новой Зеландии и Южной Америке, а также в Западной Европе. В Европе и Северной Америке образование торфа происходило в теплые межледниковые периоды и в послеледниковье.

уголь скважина кавернометрия

Таблица 1 Петрофизические свойства углей и вмещающих пород

Дисциплина «Геофизические исследования скважин». Интерпретация диаграмм КС 1. — презентация

Презентация была опубликована 3 года назад пользователемBobur Bob

Похожие презентации

Презентация на тему: » Дисциплина «Геофизические исследования скважин». Интерпретация диаграмм КС 1.» — Транскрипт:

1 Дисциплина «Геофизические исследования скважин». Интерпретация диаграмм КС 1

2 СКВАЖИНА — ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЙ ГИС 2 не обсаженный ствол скважины обсаженный ствол скважины Диаметр скважины Диаметр каверны Диаметр зоны проникновения Диаметр промытой зоны h Мощность пласта Диаметр обсадной колонны -известняк плотный — глина -песчаник проницаемый -зона проникновения фильтрата промывочной жидкости -промытая зона — цемент — колонна dcdc dкdк Dзп Dпп h гк d ок толщина глинистой корки

3 Интерпретация диаграмм КС Интерпретация диаграмм КС заключается в определении положения контактов пластов различного электрического сопротивления и в определении их истинного сопротивления. Правила интерпретации зависят от типа зонда КС и соотношения между мощностью пласта и длиной зонда Интерпретация данных КС начинается с визуального выделения на диаграммах КС аномалий ρ k, по которым определяют глубину залегания слоев с разными удельными электрическими сопротивлениями. Форма и характерные особенности кривых КС определяются не только сопротивлением и мощностью слоев, но и диаметром скважины, минерализацией бурового раствора, радиусом его проникновения в породу, а также типом и размерами зонда, с помощью которого получена диаграмма.

4 Типы зондов КС Градиент-зонд — сближены парные электроды Последовательны зонд — парные электроды располагаются ниже непарного Обращенный зонд — парные электроды располагаются выше непарного Однополюсные (зонды прямого питания) — с одним питающим электродом Двуполюсные (зонды взаимного питания) — с двумя питающими электродами Потенциал-зонд — сближены непарные электроды

5 Радиус исследования Радиус исследования пород вокруг скважины: для градиент-зонда примерно равен размеру зонда; для потенциал-зонда примерно в 2 раза больше длины зонда. Потенциал- и градиент-зонды обладают различной глубинностью исследования: у потенциал-зонда она в 2-5 раза больше, чем у градиент-зонда такой же длины

6 Теоретические основы интерпретации кривых КС В теории метода КС рассчитаны формулы и построены графики кажущихся сопротивлений против слоев разной мощности и сопротивления для любых зондов. Кривые КС, полученные потенциал-зондом, отличаются симметричной формой. Максимумами выделяются центры слоя с повышенными сопротивлениями, а минимумами — с пониженными. Подошвенный градиент-зонд четким максимумом на кривой КС отбивает подошву пласта повышенного и кровлю пласта пониженного сопротивления Кровельный градиент-зонд максимумом КС выявляет кровлю пласта повышенного и подошву пласта пониженного сопротивления. С помощью градиент-зонда легко выявить кровлю или подошву пласта, но трудно определить его мощность и местоположение середины. По графикам КС двух зондов — кровельного и подошвенного — определяются достаточно точно как положение, так и мощность пласта. Пласты малой по сравнению с длиной зонда мощностью как высокого, так и низкого сопротивления отмечаются трудно расшифровываемыми аномалиями. По значениям КС стандартного зонда, а также в результате интерпретации кривых БКЗ можно получить истинные значения сопротивлений окружающих пород и оценить коллекторские свойства пород.

5L.» title=»Определение мощного пласта высокого сопротивления (ВС) Пласт считается мощным, если при формировании кривой КС на одной его границе можно пренебречь влиянием другой границы. На практике пласт считается мощным, если h>5L.» class=»link_thumb»> 7 Определение мощного пласта высокого сопротивления (ВС) Пласт считается мощным, если при формировании кривой КС на одной его границе можно пренебречь влиянием другой границы. На практике пласт считается мощным, если h>5L. 5L.»> 5L.»> 5L.» title=»Определение мощного пласта высокого сопротивления (ВС) Пласт считается мощным, если при формировании кривой КС на одной его границе можно пренебречь влиянием другой границы. На практике пласт считается мощным, если h>5L.»>

8 Форма кривых КС над мощным пластом ВС (потенциал-зонд)

р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также испол» title=»В позиции 3 р к > р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также испол» class=»link_thumb»> 9 В позиции 3 р к > р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также используется правило «удвоенного сопротивления вмещающих пород». Если положить, что пласт имеет сопротивление p 2, то на площадках равного сопротивления, против середины которых располагаются контакты пласта, Это означает, что КС на границах пласта не может быть больше удвоенного сопротивления вмещающих пород, поэтому положение границы пласта определяют по точкам пересечения диаграммы КС с горизонтальными линиями, соответствующими сопротивлению вмещающих пород, значение которого находят, средняя кривую КС выше и ниже аномалии от пласта. Величину истинного сопротивления пласта ВС большой мощности на диаграмме потенциал-зонда можно считать приблизительно равной р max k. Поскольку КС на площадках мало превышает сопротивление вмещающих пород, то при сравнении ширины отчетливой части аномалий и мощности пласта можно заметить, что для пластов ВС большой мощности ширина аномалии меньше мощности пласта на размер зонда. р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также испол»> р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также используется правило «удвоенного сопротивления вмещающих пород». Если положить, что пласт имеет сопротивление p 2, то на площадках равного сопротивления, против середины которых располагаются контакты пласта, Это означает, что КС на границах пласта не может быть больше удвоенного сопротивления вмещающих пород, поэтому положение границы пласта определяют по точкам пересечения диаграммы КС с горизонтальными линиями, соответствующими сопротивлению вмещающих пород, значение которого находят, средняя кривую КС выше и ниже аномалии от пласта. Величину истинного сопротивления пласта ВС большой мощности на диаграмме потенциал-зонда можно считать приблизительно равной р max k. Поскольку КС на площадках мало превышает сопротивление вмещающих пород, то при сравнении ширины отчетливой части аномалий и мощности пласта можно заметить, что для пластов ВС большой мощности ширина аномалии меньше мощности пласта на размер зонда.»> р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также испол» title=»В позиции 3 р к > р 1. При наличии бурового раствора в скважине нет площадок равного сопротивления, но заметны точки резкого возрастания кривой КС, отложив от которых АM/2 в стороны от максимума КС, можно найти положение контактов пласта. Также испол»>

10 Тонкие пласты ВС (обращенный градиент-зонд)

11 В методе КС пласты считаются тонкими, если их мощность меньше длины зонда (h

12 Пласты средней мощности высокого (ВС) и низкого (НС) сопротивления

13 Пласты средней мощности В методе КС пласты считаются имеющими среднюю мощность при соотношении L

14 Второй этап интерпретации Второй этап интерпретации — корреляция похожих аномалий по кривым КС соседних скважин. Сначала выделяют четкие, характерные для изучаемого района, приуроченные к стратиграфическому горизонту большой мощности и выдержанного простирания аномалии — реперы. Затем выделяют промежуточные горизонты и строят геолого-геофизические разрезы. Метод КС применяется для: геологической документации скважин, выделения пластов разного литологического состава, определения их глубины залегания и мощности, оценки пористости и других коллекторских свойств пород, выявления полезных ископаемых, в том числе нефтегазоносных и водоносных пластов.

15 Сущность метода БЭЗ(БКЗ) БЭЗ(БКЗ) — это основной метод определения УЭС горных пород в условиях буровых скважин. Сущность метода заключается в измерении кажущегося сопротивления горных пород зондами разной длины и типа.

16 Аналогия методов БЭЗ(БКЗ) и ВЭЗ Метод БЭЗ аналогичен методу ВЭЗ в электроразведке. В ВЭЗ изучают изменение р к с увеличением разносов питающей установки В БЭЗ также изучают изменение р к с увеличением длины зонда. При малых зондах L

17 Особенности БЭЗ(БКЗ) Границы слоев с разным сопротивлением цилиндрические, коаксиальные (соосные) Количество слоев не может быть более 3: скважина, зона проникновения бурового раствора, пласт. Сопротивление всей зоны проникновения всегда больше чем сопротивление самого раствора: р’> р 0. р 0.»>

18 Методика БЭЗ(БКЗ) Используют набор из 4-6 зондов одного типа, причем каждый последующий зонд примерно вдвое длиннее предыдущего. В комплект зондов БКЗ включают еще 1 зонд, «перевернутый» по отношению к остальным, 1 потенциал-зонд и резистивиметр. Записывают также диаграмму ПС и кавернограмму. Для повышения производительности применяют комплексные приборы электрического каротажа, состоящие из многоэлектродного зонда с резистивиметром и электронного блока. Такой прибор позволяет за 1 спуско-подъемную операцию записать 3 диаграммы КС с разными зондами и ПС. Передача 3 сигналов КС по одной линии связи достигается за счет применения частотной модуляции на разных несущих частотах (7,8; 14,0; 25,7 к Гц); сигнал ПС передается постоянным током. При построении кривых БКЗ используют средние значения р к, которые считывают с диаграмм КС.

19 Интерпретация данных БКЗ(БЭЗ) При интерпретации данных БКЗ исключается влияние скважины, зоны проникновения, вмещающей среды и определяется истинное сопротивление пласта. Обрабатывают материалы БКЗ путем сопоставления их с палетками БКЗ для определения истинного удельного сопротивления пластов при отсутствии проникновения фильтрата промывочной жидкости — двухслойные палетки и при его наличии — трехслойные палетки. Для интерпретации данных БКЗ необходимо знать сопротивление промывочной жидкости и диаметр скважины.

20 Задачи, решаемые БКЗ(БЭЗ) БКЗ применяют для исследования всех типов разрезов с целью определения: радиального градиента электрического сопротивления пород и выделения на этой основе пород-коллекторов, в которые происходит проникновение промывочной жидкости; УЭС неизмененной части пластов и зон проникновения; Оценки глубины проникновения.

21 Резистивиметрия Определение сопротивления бурового раствора или воды в скважине. Резистивиметр — зонд малых размеров, расстояния между электродами которого настолько малы, что ток замыкается внутри бурового раствора, и стенки скважины не влияют на результаты измерений. Регистрация проводится так же, как и в методе КС. В отличие от зондов КС, коэффициент резистивиметра не рассчитывают, а определяют экспериментально, проводя измерения в растворах с известным сопротивлением. Результаты резистивиметрии используют при количественной интерпретации данных других методов каротажа — электрического и радиоактивного (НТК, ННК). По ним можно фиксировать момент вскрытия скважиной водоносных пластов, определять положение мест притока и поглощения жидкости в скважинах, изучать скорости фильтрации подземных вод и т. д.

22 Микрозондирование (МКЗ) Метод предназначен для выделения коллекторов в разрезах скважин, изучения их строения и определения сопротивления зоны проникновения бурового раствора р’.

23 Сущность МКЗ Измерение кажущегося сопротивления двумя зондами с очень малыми расстояниями между электродами, которые установлены на «башмаке» из нефтестойкой резины, прижимаемом к стенке скважины. Расстояние между центрами электродов — 2,5 см. Из трех электродов на «башмаке» собирают 2 микрозонда: микроградиент-зонд AMN и микропотенциал-зонд AM, диаграммы которых регистрируют одновременно. Существуют микрозонды на трехжильном и одножильном кабеле. Коэффициенты зондов определяют экспериментально при измерениях в жидкости с известным сопротивлением

24 Конструкция микрозонда и схема записи

25 МКЗ применим при решении следующих геологических задач: Положительными приращениями на диаграммах МКЗ выделяются коллекторы со средней и высокой пористостью, при условии, что измеряемые сопротивления, не более чем в 5 раз превышают значения УЭС промывочной жидкости. Определение эффективной мощности коллекторов с достоверным выделением отдельных проницаемых прослоев толщиной от 0,4 м и выше. Выделение плотных непроницаемых прослоев, в том числе в среде коллекторов; Выделение размываемых глин-покрышек, дающих значительные каверны; Выделение зон частого чередования участков разреза тонкослоистого строения с ухудшенными коллекторными свойствами, зонами глинизации или представленные неколлекторами; При незначительном проникновении или его отсутствии возможно разделение газонасыщенных и водонасыщенных участков пласта; Для привязке керна к глубине; Как вспомогательный материал при детальных литостратиграфических расчленениях и других геологических построениях, при детальном изучении строения и свойств объекта.