Лабораторная работа № 10 Тема: Расчет фильтрационно- емкостных свойств пластов

Цель работы: Рассчитать все виды пористости, проницаемости и насыщенности пластов.

Оснащение занятий: ПЭВМ, интегрированная система обработки геолого- геофизических данных «ПРАЙМ», тетрадь , ручка.

План выполнения работы:

1. Запустите программу Прайм. Установите на рабочий стол свой планшет.

2. Вывести кривую Кп по ПС

3. Вывести кривую Кп по ГК

4. Вывести кривую Кп_пр

5. Вывести кривую Кп_эф

6. Вывести кривую Кпр

7. Вывести кривую Кво для (К-Котынского площади)

8. Вывести кривую Кгл

9. Вывести кривую Кн

10. Ответить на контрольные вопросы.

Порядок оформления отчета:

По результатам выполненной работы составить отчет, в котором приводятся :

1. тема работы;

2. цель работы;

3. план выполнения работы;

4. визуализация результатов обработки на экране;

5. анализ результатов.

Теоретические основы

Программа предназначена для определения общей (нейтронной) пористости Кпн по кривым нейтронного гамма-каротажа НГК и однозондового НКТ, измеренных аппаратурой ДРСТ-1, ДРСТ-3-90, СП-62, ДРСТ-3-60, КУРА и др. в необсаженном и обсаженном стволе скважины.

Программа состоит из 2-х модулей определения нейтронной пористости: по условным единицам и по заданным опорным пластам.

Постановка задачи

Определение нейтронной пористости Кпн или водородосодержания

(влагосодержания) по НК и НГК основано на существовании линейной зависимости между показаниями нейтронного каротажа и логарифмом общей пористости в интервале значений пористости от 3 – 5 до 20- 25 %.

Стандартный набор палеток позволяет определить Кпн, если условия замеров и пористость опорных пластов совпадают с условиями построения палеток. Такими стандартными условиями являются:

- пласт состоит из чистого кальцита плотностью 2.71 г/см3,

- поры заполнены пресной водой плотностью 1 г/см3,

- скважина имеет диаметр 0.19 м и заполнена пресной водой,

- глинистая корка отсутствует,

- прибор прижат к стенке скважины,

- измерения проведены при температуре 20С по Цельсию и давлении 0.1Мпа,

- пористость опорных пластов 1 и 100 %.

Полученная по палеткам пористость является кажущейся Кпк, вследствие отличия реальных скважинных условий и литологии пород от стандартных.

После внесения технологических поправок за влияние условий измерения, связанных с изменением диаметра скважины, характеристик промывочной жидкости, толщины глинистой корки, термобарических условий получается общая нейтронная пористость, которая совпадает с ее истинным значением только в интервалах неглинистых известняков без доломитизации, без газонасыщения и без элементов с аномально высоким сечением поглощения тепловых нейтронов, например бор и пирит в осадочных породах.

Влияние скважины устраняется при использовании двойного разностного параметра, если минерализация бурового раствора и пластовой жидкости остаются постоянными в интервале обработки.

Модуль «Нейтронная пористость по условным единицам»

Метод решения и алгоритм

В программе для заданного типа прибора и метода РК по стандартным палеткам рассчитывается кажущаяся пористость Кпк, а затем вводятся поправки. 1. Поправка за плотность и минерализацию раствора в зависимости от следующих условий: тип раствора, тип литологии, марка аппаратуры и модификация метода (имя зонда). Тип промывочной жидкости и преобладающий тип литологии выбирается пользователем в таблице входных данных из приведенных ниже. :

2. Поправка за термобарические условия проведения замеров как функция.

3. Поправка за глинистую корку.

Ниже приведена распечатка начала описателя, где описаны входные параметры.

Рис.15.1 Таблица входных параметров

Входные параметры распечатываются в окне, где флажками отмечены параметры, выбираемые по списку:

Рис.15.2 Редактирование данных

После вычисления нейтронной пористости вновь появляется предыдущее окно, в последней строке которого можно распечатать на экране в виде таблицы промежуточные данные.

Рис. 15.3 Таблица промежуточных данных

После выхода из таблицы результат программы визуализируется.

Если обработка ведется в обсаженной скважине, пользователю распечатывается дополнительное окно выбора параметров обсаженной скважины (сочетание диаметра, скважины и колонны), для которых имеются палетки / 1 /. Это: ДРСТ-3, НГК; ДРСТ-1, НГК, НКТ-50.

Рис.15.4 Выбор параметров скважины

Входные данные

НК - кривая нейтронного каротажа, исправленная за аппаратурные искажения, (в описателе НГК_ап)

ДС испр - кавернограмма после корректировки, м,

hгл.корки - толщина глинистой корки, м,

Rс - УЭС раствора (кривая резистивиметра или значение УЭС раствора в окне параметров обработки), Омм,

бр - плотность раствора, г/см3,

Т - температура, градусы Цельсия,

Р - давление, Мпа,

Тип раствора (выбирается из списка),

Тип разреза (выбирается из списка)

Выходные данные

Кпн_усл.ед- кривая общей нейтронной пористости, дол.ед.