- •1.Задачи решаемые геофизическими методами в разведочных и эксплуатационных скважинах
- •2.Вклад отечественных ученных в развитие методов интерпретации гис
- •3.Информационная модель гис.(диаграмму нарисовать)
- •4.Плотность горных пород и ее связь с главными геофиз параметрами.(два графика)
- •5.Глинистость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры. (графики)
- •6.Пористость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры.
- •7.Проницаемость коллекторов и ее влияние на главные геофиз параметры
- •8.Водонасыщенность и нефтегазонасысещенность коллекторов и их связь с геофизич. Параметрами
- •9.Значение методов гис в обеспечении высоких темпов развития нефтяной и газовой промышленности
- •10.Удельное электрическое сопротивление неглинистых пород и его зависимость от различных факторов (Кп, Кв и др)
- •11.Удельное электрическое сопротивление глинистых пород и его зависимость от различных факторов (Кп, Кв и др
- •12.Удельное электрическое сопротивление пород со сложной структурой порового пространства.
- •13.Петрофизическая характеристика объекта исследования при наличии скважины, вскрывающей пласт (на примере метода сопротивлений)
- •14. Комплекс методов сопротивления, применяющееся для изучения коллекторов нефти и газа.
- •15.Изменение кажущегося сопротивления обычными нефокусированными зондами. Связь кажущегося сопротивления с истинным.
- •16. Поле точечного электрода в однородной среде
- •17. Классификация трехэлектродных нефокусированных зондов
- •19. Теор. Кривые кс в пластах различной толщины низкого сопротивления (нужно дописывать формулы и дорисовывать все из тетрадки)
- •20. Теор. Кривые кс, получаемые против пачек пластов высокого сопротивления.
- •21. Влияние скважины, заполненной п.Ж., на каж. Сопротивление. Влияние зоны проникновения.
- •22. Эффекты экранирования тока и их влияние на характер кривых гис.
- •23. Влияние зоны проникновения фильтрата п.Ж. На показания осн. Методов гис
- •24. Способы опр-я границ пластов по диаграммам электрометрии.
- •25. Влияние неидеальных зондов на кривые кс.
- •26. Общие принципы интерпретации данных бэз.
- •27. Типы кривых бэз.
- •28. Метод микрозондов, как средство выделение фильтрующих коллекторов.
- •29. Экранированные микро- и макрозонды. Принцип регистрации диаграмм.
- •30. Интерпретация диаграмм экранированных зондов.
- •31. Совместное влияние толщины пласта и скважины на величины кс. Измеренных трёхэлектродными нефокусированными зондамим ( пласт ограниченной толщины).
- •32. Способы измерения и определения удельного сопротивления промывочной жидкости по данным гис.
- •33. Физические основы индукционного метода. Индукционные зонды.
- •34. Определение удельного сопротивление пластов по диаграммам индукционного зонда.
- •35. Определение диаметра скважины. Его влияние на показания основных методов гис.
- •36. Влияние скин-эффекта и скважины на показание индукционного метода.
- •37. Диффузионно-абсорбционная активность и её связь с литологическими особенностями горных пород.
- •38. Физические основы метода потенциалов собственной поляризации.
- •39. Наблюденная, статическая и относительная амплитуды сп. Влияние геометрии и удельного электрического сопротивления на наблюдаемую амплитуду сп. Потенциалы собственной поляризации
- •43. Фильтрационные потенциалы.
- •44. Окислительно-восстановительные потенциалы.
- •45. Физические основы метода диэлектрической проницаемости.
- •46. Геологическая интерпретация диаграмм метода диэлектрической проницаемости.
- •47. Разновидности диэлектрического метода. Принципы измерения в волновом диэлектрическом методе вдм
- •48. Радиоактивные излучения. Взаимодействие γ-квантов с веществом.
- •Взаимодействие γ-квантов с веществом.
- •50. Техника регистрации диаграмм в радиометрии.
- •51. Физ.Основы метода естественной радиоактивности
- •52. Интерпретация диаграмм гм. Определение глинистости.
- •53. Использование γ и n излучения в геофизике. Классификация методов радиометрии.
- •54. Общие особенности диаграмм методов радиометрии. Определение границ пластов.
- •55. Физические основы метода рассеянного γ-излучения. Ггм-п и ггм-с
- •56. Определение плотности и пористости по ггм.
- •57. Физические основы нгм и ннм. Нейтронный свойства г.П.
- •58. Физ.Основы импульсных нейтронных методов. Аппаратура для проведения инм.
- •59. Интерпретация диаграмм инм. Определение коэф.Нефтенасыщенности.
- •60. Влияние длины зонда на характер диаграмм нм.
- •61. Интерпретация диаграмм нм. Определение нейтронной пористости.
- •62. Изучение времени жизни тепловых нейтронов. Области применения инм.
- •63. Ингм. Основа теории и интерпретации результатов скважинных исследований.
- •64. Упругие свойства г.П.
- •65. Классификация ак.Задачи, решаемые акустическим методом:
- •66. Физические основы акустических методов. Аппаратура.
- •67. Обработка и интерпретация ам. Определение Кп
- •1. Определение литологии пород в разрезе скв.
- •2. Определение Кп и структуры порового пространства.
- •68. Широкополосный ак (низкочастотный), акустический метод. Решаемые задачи и область применения.
- •69. Физические основы ядерно-магнитного метод. Принцип измерения.
- •70. Определение эффективной пористости и характера насыщения по данным ядерно-магнитного метода.
- •71. Определение характера насыщения коллекторов. Разделение газоносных и нефтеносных коллекторов в разрезе скважин.
- •72. Определение положения контактов (внк, гвк, гнк) по геофизическим данным. Контроль за положением внк в процессе эксплуатации скважин.
- •73. Викиз
59. Интерпретация диаграмм инм. Определение коэф.Нефтенасыщенности.
Задачи, решаемые ИНМ:
1. Литол.расчленение разреза: для этого использ-ся инф-ция о величине τ или In. В осад. г.п. повышенное показание In (плотности) набл-ся nт: в плотных низкопористых разностей известняков и доломитов, а также в н/г насыщ. песч. Минимальные показания в глинах, а также в высокопористых водоносных коллекторах. Угольный прослой- повышенные показания.
2. определение флюидальных контактов: ВНК, ГЖК и хар-р насыщения пород- главная задача ИНМ.
Преимущества ИНМ: задача определения контактов можно решать достаточно уверенно, при ср-но низкой минерализации пластовой воды. Св=20-50.
Преимущество ИННМ, что генератор его можно выкл, поэтому нет вреда экологии по сравнению ННМ, кот.нельзя выкл.
3. ИНМ нашел широкое применение при исследовании действующих экспл.скв, обсаженных колоннами для прослеживания ВНК, ГНК, установления н/н зон и интервалов неотдающих нефть, выявления перетоков м/у пластами, прослеживание фронта продвижения пресной и минерализ.водой, т.е. при контроле за разработкой.
4. Определение характера насыщения пород и коэф-та нефтенасыщенности – Кн.
пласты, насыщенные высокоминер.водами, либо высоко водоносный пласт.
Кн 1). чистые породы: λнп= λфл*Кп+ λск(1-Кп); λфл= λв*Кв+ λнКн. относительно Кв и Кп нужно решить систему уравнений с целью найти Кп.
2)глинистый коллектор: λнп= λфл*Кп* λгл* Кгл + λск(1-Кп-Кгл); λфл= λв*Кв+ λнКн
Интерпретация
60. Влияние длины зонда на характер диаграмм нм.
НМ основан на измен хар-ки поля γ -излуч, возник под действием внеш источника нейтронов. При исслед зондами длина, кот > 40 см, плотность нейтронов в среде в большим водородосод в зоне размещ индикатора мала, т.к. в такой среде нейтроны замедляются и поглащ вблизи источника. В рез-те породы с высоким водородосод-м отмечаются низкими показаниями. Если L =20-30 см, то плотн тепл нейтр не зависит от водородосод-я. В инверсион обл-ти нет диф-ии по водородосодерж. При размерах менее 20 см (доинверсион зона) сильное влияние оказ скв., поэтому на практике применяют зонды больших размеров (НГМ-50-60, ННМ – 40-50). На рез-ты значит влияние оказ элементы, облад аномально высокой способн захвата тепловых нейтронов (хлор, бор, литий).
61. Интерпретация диаграмм нм. Определение нейтронной пористости.
НГМ
Выделение пластов и определение границ.
Снятие показаний (отсчет Inn и Iγ ),
Приведение показаний Inγ р Inγ∞ к условиям пласта бесконечной толщины.
Приведение к стандартным скважинным условиям Inγ∞Inγст
По данным НМ получают хорошее расчленение разреза по Н-содержанию при малом влиянии dc и hгк на показания.
НМ проводят в обсаженных и необсаженных скв. Результаты измерений относят к середине расстояния между детектором и источником n. Кривые хар-ся теми же особенностями, что и кривые ГМ.
Inγ р =Inγ п +Iγ +Inγ с+ Iγ ф+ Iγγ, Iγγ – интенсивность γ-квантов, рассеянных породой, исходящих из источника.
Inγ с+ Iγ ф+ Iγγ – является const, либо может быть приведена к ней путем приведения показаний к стандартным условиям измерения.
Задачи, решаемые НМ.
определение литологии
определение Кп
Используются стационарные методы (НГМ, ННМт и ННМнт). Диаграммы стационарных методов рекомендуют использовать для оценки Кп в период формирования ЗП, т.е. используются диаграммы, записанные сразу после бурения скв. Разница между ННМт и ННМнт – в учете Св. Показания стационарных НМ зависят в основном от Н-содержания среды, окружающей скв прибор, в некоторой степени зависит от содержания Cl в пластовой воде и промывочной жидкости. Н-содержание н, г и воды, заполняющих поры, а так же минералов, содержащих в своем составе связанную воду, выражают через Н индекс ω, равный отношению концентраций атомов Н в жидкости или газе к его концентрации в пресной воде. ω для г.п. в целом называют эквивалентной влажностью или нейтронной пористостью. ωп (ωΣ, Кп n ). ω пресной воды и нефти = 1, ω газа << ω пр воды. Это связано с тем, что газ в пласте имеет Н-содержание в 623/Р раз меньше и плотность в 1340/Р раз меньше, чем нефть или вода. ω соленой воды = (δв-Св)/ δв пресной
чистый водоносный пласт: ω в п =Кп ω в=Кп
чистый пласт с неоднородным хар-ром насыщения: ωп=Кп ω фл, ω фл= Квωв+ Кнωн+ Кгωг.
глинистые пласты и пласты, содержащие гипс: , ωп гл = Кпωв+ Кглωгл. , ωгипса= Кпωв+ Кгипсаωгипса.
Т.к. Н-содержание газа < Н-содержание н и воды, то ωгп<ωгнп< ωнп= ωвп
Кп n=Кп+Кгл*ωгл
Для определения Кп n получают разные зависимости. Основные зависимости показаний стац НМ от суммарного Н-содержания или n пористости представляют собой отношение показаний I в породе к I в воде: I/Iв=f(Kп n) или I-1=f(Kп n ) – для однозондовых приборов.
А=f(Kп n), α=f(Kп n) – для двухзондовых приборов.
А=Iм/Iб, α=lnA/ΔL, ΔL=L2-L1.
Эти зависимости получены для нескольких диаметров необсаженных скв и для приборов, лежащих на стенке скв без глинистой корки. В интервале Кп=2-25% эти зависимости имеют линейный вид.
Непосредственное использование основных палеток и показаний в у.е. возможно лишь при применении стандартизированных приборов в связи с существенным изменением дифференцирующей способности приборов. Непосредственное определение Кп n по показаниям в у.е. может привести к существенным погрешностям поэтому для практического использования рекомендуется интерпретация с применением двойного разностного параметра. Δ In=f(Kп n )
ΔIn =(In –Imin)/(Imax- Imin), 0< ΔIn<1.
С помощью ΔIn осуществляется эталонирование по 2 опорным пластам или средам с разной эквивалентной влажностью. Imin – в размытых глинах, Imax – в плотных породах с пористостью 1-5%. В общем случае получаемое значение Кп n отличается от истинного Kп. Это связано с несоответствием ст условий, для которых получены основные зависимости показаний НМ, а так же связаны с неучетом св-в изучаемого коллектора. Основные зависимости получают на моделях известняка.
определение флюидальных контактов
контроль за продвижением контактов
выделение интервалов, не участвовавших в разработке.