9. Метод нормализации. Какие задачи он решает

Нормал-ия-совмещение двух каротажных кривых одну из которых предварительно преобразуют в единицы измерения другой кривой с помощью уравнения регрессии. Регрессионное ур-ие строят т.о, чтобы пласты с заданными св-ми выделялись на совмещенных кривых приращениями того или иного знака. Нормал-ые кривые должны зависеть от одного и тогоже литолого-п/ф параметра А, св-ва В, кот хотим выявить в рез-те нормализации должны влиять на обе нормализованные кривые иначе чем св-ва А. Виды нормал-ии: 1)ГК и один из методов пористости (АК,ГГКп, НГК)-св-во А-содержание глины, В-пористость. Исп-тся для выделения кол-ров; 2)нормал-ия двух методов пористости для идентификации интервалов с различной литологич характеристикой, для выделения газонасыщ-х инт-лов, где св-во А-пористость пластов с известной литологией, В-пористость иного литологического состава породы; 3)нормализация ГК и ПС, для выделения интервалов с различным типом глинистости, для выявления терриген и карбон участков разрезов; 4)нормал-ия одного из методов пористости и одного из методов сопротивления, св-во А-гранулометрическ пористость, В-НГнасыщ-ть или трещиноватость, исп-ся для выделения продуктивности и трещинных интервалов. Регрессионное урав-ние строят по плотным, глинистым, водонас-м гранулярным кол-м. При совмещении нормализованных кривых по этим пластам продуктивные пласты отмечаются превышением кривой БК над НГК. Способ нормализации основан на отличии ρ_п от ρ_вп благодоря насыщению кол-ра Н, газом или фильтратом ПЖ.

10.

Билет 12(10)

Задание: Составить алгоритм обработки данных геофизических методов с целью оценки параметров ГИС для подсчета запасов. Месторождение газонефтяное. Разрез скважин сложен песчано-глинистыми породами. Бурение ведется на ПЖ низкой минерализации.

Вопросы:

1.Какие задачи д/б решены при оценки пар-ов, используемых при подсчете запасов УВ? Литол-ое расчленение разреза, выделение эффективных толщин, определение емкостных св-в (порис-ти с поправкой за газонасыщ-ть, прониц-ти, глин-ти), оценка хар-ра насыщ-ти кол-ров (установление ГНК), коэф Кнг, привязка керна,

2.Какой комплекс должен быть выполнен? : Ст.: ПЗ, ГЗ, КВ+ПФ, ПС; БК, МБК МК, АК, НГК (ННКт), ГК, ГГКп, БКЗ, ИК. ВДК?. Hэф: КВ+ПФ, ПС( возм. искажено газопровлением), БК, ГК, МК, МБК. Хар-р насыщ-ти: нормализация БК+НГК, БК, ЭМ ВДМ. Испытания в открытом стволе скв. Кп: НГК (ННКт), АК, ГГКп, ЭМ. Кгн: ЭМ, НГК (ННКт), ВДК. Кгл: ГК, ПС. ГНК: нормализация БК+НГК (ННКт).

3.Какие методы необходимы для литологич расчленения разреза, выделения колл-ов? Признаки колл-ов.

Необход ПС, ГК, НГК, ЭМ, МК, АК, КВ,

Глины – «+» аномалия ПС, низкие удел. сопр-ния, низкие показания НГК, высокие ГК, на КВ увеличение диаметра, наиболее высокие значения ΔТ на АК. Чистые песчаники - низкие показания ГК, отриц аномалия ПС, ср показания НГК, Dскв близок к номин или превыш номин, выс уд электрич-ое сопр-ние. Глинистые песчаники - более низкая пористость и более высокая глинистость по сравнению с чистыми песчаниками, отмеч-ся выс показаниями на БК, низк значениями ΔТ на АК, повыш-ми показ-ми НГК, промежуточными значениями на ПС и ГК. Песчано-глинистые коллектора выделяются в основном по качественным признакам с привлечением кол-ых. К качественым относятся, которые видны визуально на диаграммах, опред-ют качество колекторов: 1) положит-ное приращение МК (ρ_к мпз >ρ_к мгз);2) глин-ая корка на стенке скв, 3) «-« аномалия ПС, свидетельствующая о наличии фильтрации 4) изменение уд сопротив в радиальном направлении, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ, БМК, БК, ИК). Количественные, т.е. опред-ые кол-но, осредненные. Основанны на отличии коллектора от вмещающих пород по количественным критерия, т.е. использ-ся граничные значения параметров, соответств-щие границе коллектор-неколектор. В качестве таких пара­метров используют: а) коэффициент проницаемости k_ПР и соот­ветствующие ему значения коэффициентов пористости k_П и гли­нистости (С_ГЛ, к_ГЛ или η_ГЛ) для продуктивных и водоносных коллекторов; б) коэф-ты фазовой прониц по нефти и газу k_{ПР H}, k_{ПР Г} и соответствующие им значения коэф­-тов нефтенасыщения k_H, газонасыщения k_T или водонасыщения k_B для продуктивных коллекторов; в) геофизические параметры: относительные амплитуды на диаграммах собствен­ных потенциалов а_сп, гамма-метода ΔJγ для продуктивных и водоносных коллекторов, уд сопр-ие р_п и пара­метр насыщения Р_Н для продуктивных коллекторов.

Граничное знач параметров устанавливают: а. на основе совместного анализа данных ГИС, керна и результатов испытания, полученых с испытателями на трубах или при перфор-и (статистич способ); б. в результате анализа петроф-х связей колекторских и г/ф-х параметров с коэф-ом остаточной водонасыщ-ти (петроф-й способ).

Колич. приз-ки: Колич-е(косвенные) признаки основанны на отличии коллектора от вмещающих пород по количественным критерия, т.е. использ-ся граничные значения параметров, соответств-щие границе коллектор-неколектор. В качестве таких пара­метров используют: k_ПР, k_П, С_ГЛ, к_ГЛ или η_ГЛ для продуктивных и водоносных коллекторов. 1) Опр-ние К_{пр гр} и К_{п гр} по рез-там станд. измерений абс. проницаемости, открытой и эфф. пористости вып-ся на образцах керна из первых пробур скв, когда отсутствуют мат-лы для решения этой задачи. Возможны варианты: а)по расчёту эфф. пор-ти Кп эф=Кп(1-Кп ов). Выполнение усл-ия Кп эф>0 говорит о наличии в породе эфф. пустотного пр-ва, кот. м/б заполнено Н или Г, но не опр-ют ФЕС. Значение Кпр гр и Кп гр в случае Кп эф=0 уст-ся по коррел. графикам м/д Кп и Кп эф и м/д Кпр и Кп эф; б)гр. значения уст-ся по вытеснению УВ водой – по корреляц. графикам м/д пор-тью и прониц-ю с одной стороны и Кп дин с другой: Кп дин=Кпобщ (1-Ков-Кон). Ков опред-я по керну; При Кпд>0 в кол-ре присутствует флюид, к-рый можно извлечь; в) Кпр гр и Кп гр уст-ся при значениях Кп эф, отличной от 0 и обеспечивающих фильтрацию УВ в породе. Работами установлено, что Кп эф=1-1,5%. Эти значения и принимают за Кпр гр и Кп гр. г)гран. знач. общей пористости и абсол прон отраж. фильтрацию флюидов в породе, если для их нахождения использована эффект. прониц. пор. Эффект. прониц нах-т по рез. лаб. модел. процессов фильтрации ч/з образец породы в присутствии ост. воды. Также значения гран г/ф хар-к находят, исп-зуя зав-ти керн-керн, керн-ГИС, ГИС-ГИС. 2) Опр-ние гран знач по рез-там спец иис-ний керна, кот. уст-ся по рез-там наличия или отсутствия проникновения фил-та ПЖ в пласт. Основа-превышение измеренной текущей водонасыщенности над остаточной. Возможны 2 варианта: а)Кв текущ изм-ся прямым дистилиционно-экстракц. способом на образцах керна (водная ПЖ), а Кв ост на тех же образцах по данным капиллярометрии. К кол-ам отн-ся образцы, для кот. (Кв текущ- Кв ост)>0. б) обе величины находят прямым дистил.-экстракц. способом на образцах керна, отобранных из продукт. коллекторов в соседних скв, кот. пробурены: одна - на РНО (отражают К_ов), другая - на РВО (отражают К_{в тек}). Разность (К_{в тек}-К_{в ов}) говорит о проницаемости продукт. пластов. Строят корреляционные зав-ти этих 2-х скв-н и нах-ся (∙) пересечения. 3) Опр-ние гран. значений К_п, К_пр, К_гл, г/ф хар-к по рез-там испытания скв.- на поздней стадии разведки, когда имеется большой объём испытаний: 1) значения К_{пр гр}, К_{п гр}, К_{гл гр} находят построением корр. зав-тей усреднённых для испытанных интервалов значений К_пр , К_п , К_гл с коэф. продуктивности (η_пр=Q/Δр*h_эф). Строятся корреляц-е зав-ти η прод от Кп. По величине нужного пар-ра в точке, коорд-та к-ой=0 (η=0, опр-ют искомое гр. значение. 2)все испыт дел на 2 выборки (сух и приточные), осред и дел на классы, строится диф-ое распред. Гр. значение выбранных пар-ров получают по точке пересечения интегр. ф-ций распределеия усреднённых значений этих пар-ров для объектов, давших приток и бесприточных.