Тонкослоистые пласты
.pdfvk256.com/club152685050Пракmuческuе аспекты| vkгеофизических.com/id446425943исследований скважин
Это значение ниже, чем то, которое получается, когда используется еди
ное значение насыщенности, поскольку вблизи контакта объем пород боль
ше, чем в своде структуры. Здесь мы имеем хорошую иллюстрацию того,
почему так важно использовать кривую «насыщенность - высота».
ГЛАВА 11. ПЕТРОФИЗИКА И ФИЗИЧЕСКИЕ
ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Упражнение 11.1. Определение плотности воздуха
Чтобы решить эту задачу, используем уравнение 11.3 и вычислим мас су и объем 1000 молей газа. Эта масса просто равна молекулярному весу, то есть 29 кг. При нормальных условиях Z = 1. Объем определяется как:
v = 1000 х 8,31 х 288,51(1,01325 х 105) = 23,66 м3 .
Следовательно, плотность = 29/23,66 = 1,226 кг/м3.
Упражнение 11.2. Изучение материальноrо баланса недонасыщенноrо нефтяноrо коллектора
Из уравнения 11.1 О суммарная сжимаемость определяется как:
с = (4,4 х 10-5 Х 0,2 + 10 х 10-5)/0,8 = 1,36 х*10-4 1/бар.
Из уравнения 11.11:
Np = [107 Х (1,3 - 1,25) + 107 Х 1,3 х 1,36 х 10-4 Х (300 - 250)]/1,25 = = 4,71 х 105 м3 .
Упражнение 11.3: Радиальный поток пластовоrо флюида
Просто проведите вычисления по формуле 11.19, предварительно убе
дившись в правильности используемых размерностей. Следовательно:
к = ф х f.l х C/k = 0,2 х (10 х 10-3) Х (2 х 10-4 х 10-5)/(0,3 х 10-12) = 13,3;
t = r х (114) х У х к х ехр(4 х л х k х h х L'lP/(Qх f.l)) = (0,15)2 Х (114) х
х (1,781) х (13,3) х ехр[(4 х 3,14 х 0,3 х 10-12 х 30) х (30 х 105)/(200/ (24 х х 60 х 60) х 10 х 10-3)] = 306934 с (3,56 сут).
Упражнение 11.4. Метод Хорнера
Начнем с составления таблицы и построения графика зависимости Рw
от ln[(t + М)/М].
vk258.com/club152685050Пракmuческuе асnекть| vk, геофизических.com/id446425943исследований скважин
Эта оценка показывает, что начальное давление в коллекторе будет со
ставлять 226 бар. Используя уравнение 11.30, можно оценить произведе ние k х h:
L) может быть принято равным О при давлении Р) = 226 бар. L2 может быть принято равным 1 при давлении Р2 = 223 бар.
Следовательно:
k х h = (112) х Q х f.l х (L) - L2 )/[2 х л х (Р2 - PJ )] =
= (1/2) х 200/(24 х 60 х 60) х 1,2 х 1 х 10-3 Х (-1)/[2 х 3,14 х -3 х 105] = = 3,686 х 10-)3 м2 •
Отсюда k = 36,86 мД.
ГЛАВА 12. МЕТОДЫ ЛОКАЛИЗАЦИИ СКВАЖИН
Упражнение 12.1. Пример обработки данных, полученных
при магнитостатической локализации
Начнем с ввода в электронную таблицу данных, полученных в обеих скважинах. Для вспомогательной скважины получим столбцы составля
ющих х, у и z вектора r, направленного вдоль ствола скважины. Делением
на r преобразуем их в составляющие единичного вектора.
Теперь получим составляющие х, у и z единичных векторов в направ лениях HS и HSR с помощью уравнений 12.10 и 12.11.
С помощью уравнений получим составляющие х, у и z маг
нитного поля Земли. С помощью уравнений 12.12-12.14 преобразуем их
в систему координат скважины.
Преобразуем необработанные данные прибора в величины Bhs, Bhsr
и Вах• Заметим, что поскольку главная ось прибора ориентирована вдоль
направления на верхнюю часть скважины (составляющая Ау отсутству
ет), то ВХ = Bhs' Ву = Bhsr И Bz = Вах'
Получим Рху' РаХ, Р,О,' HSdir И AXdir• Закончим заполнение таблицы следу
ющими составляющими:
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
259 |
||||||
|
|
|
|
Решения к упражнениям |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Измеренная |
|
|
|
|
|
|
|
rnубина, м |
fкy' f1T |
f a.. f1T |
f,... f1T |
HS.,,, rpaA |
АХ.", rpaA |
2700 |
0,62784 |
-0,00412 |
0,62785 |
349 |
90,4218 |
||
2710 |
0,77294 |
0,03687 |
0,77382 |
307 |
87,3133 |
||
2720 |
0,42301 |
0,14493 |
0,44715 |
311 |
71,1238 |
||
2730 |
0,50055 |
-0,11071 |
0,51265 |
140 |
102,524 |
||
2740 |
0,5019 |
-0,0754 |
0,50753 |
164 |
98,5936 |
||
2750 |
0,33035 |
-0,4646 |
0,57007 |
341 |
144,659 |
||
2760 |
0,54611 |
-1,8051 |
1,8859 |
274 |
163,25 |
||
2765 |
0,99398 |
-3,041 |
3,19932 |
271 |
161,982 |
||
2770 |
2,83984 |
-5,5069 |
6,19602 |
243 |
152,798 |
||
2772,5 |
6,2726 |
-6,72687 |
9,19762 |
245 |
137,071 |
||
2775 |
11,1798 |
-7,94685 |
13,7164 |
241 |
125,47 |
||
2777,5 |
17,907 |
-6,11682 |
18,9229 |
243 |
108,915 |
||
2780 |
23,7569 |
0,5832 |
23,7641 |
241 |
88,6387 |
||
2782,5 |
23,9532 |
6,64478 |
24,8577 |
241 |
74,5334 |
||
2785 |
18,1464 |
12,3364 |
21,9426 |
233 |
55,8195 |
||
2787,5 |
11,919 |
11,4479 |
16,5263 |
213 |
46,1783 |
||
2790 |
8,68332 |
8,9695 |
12,4841 |
188 |
44,0936 |
||
2792,5 |
7,39378 |
4,7118 |
8,7675 |
169 |
57,5212 |
||
2795 |
5,40196 |
2,8941 |
6,12838 |
165 |
61,8512 |
||
2797,5 |
4,76053 |
1,3264 |
4,94186 |
164 |
74,4686 |
||
2800 |
3,47112 |
0,4787 |
3,50397 |
159 |
82,1896 |
||
2805 |
2,24769 |
0,11865 |
2,25082 |
146 |
87,0224 |
||
2810 |
1,7l776 |
0,1186 |
1,72185 |
133 |
86,094 |
||
2820 |
2,33087 |
-0,3621 |
2,35883 |
39 |
98,8804 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
Характеристикой южного монополя является диаграмма направлен ности. Во-первых, следует отметить, что максимум Ftot находится на глу
бине 2781,5 фута вспомогательной скважины. Это точка должна соот
ветствовать наибольшему сближению этой скважины и полюса.
Используя формулу для определения расстояния до полюса с помощью
наблюдаемой половинной ширины Ftot (уравнение 12.18), можно показать,
что это расстояние составляет 7,5 фута. С помощью формулы преобра
зования HSdir В угол наклона к горизонтали (уравнение 12.22) находим, что Ф = 24,20. Следовательно, абсолютная вертикальная глубина полюса
составляет:
2130,6 - 7,5 х sin(24,2) = 2127,5 фута.
Здесь 2130,6 фута представляют собой абсолютную вертикальную глу
бину, соответствующую 2781,5 футов измеренной глубины вспомогатель ной скважины. Магнитный поток можно получить по формуле:
Р,О' = Р/(4 х л х х2).
При Ftot = 25,6f.lY их = 7,5 фута получаем Р = 1681 IlВб.
vk260.com/club152685050Практuческuе аспекты| vkгеофизических.com/id446425943исследований скважин
Поле, создаваемое таким монополем, может моделироваться и сравни
ваться с результатами измерений. Для этого составим электронную табли цу следующим образом:
Для всех точек, где производились замеры, смоделируем поле в системе
координат скважины.
Определим составляющие х, у и z единичных векторов в направлени
яx HS, HSR и RVEC. Чтобы найти F " Fh,r И РаХ' вычислим f.HS/\, f.HSR/\ h
И f.RVECI\. На основе полученных величин вычислим AXdir И HSdir • Совместим друг с другом данные модели и данные измерений. Сначала
они довольно плохо соответствуют друг другу. Вследствие природы тра
екторий скважины (вспомогательная скважина проходит справа от целе вой с севера на юг с наклоном ~500) пики могут быть выровнены путем
перемещения целевой скважины на север или на юг. Высота пиков может
быть скорректирована путем перемещения целевой скважины на запад
или на восток. Путем ручной подгонки предполагаемого местоположе
ния полюса методом проб и ошибок находим, что наилучшее соответс
твие достигается путем перемещения целевой скважины на 1,5 фута на
запад и 8,5 футов на север. После смещения целевой скважины заполним
таблицу следующими значениями составляющих:
Гпубина |
ТVD- |
|
|
|
|
|
|
|
(измерен- (абе. rny- |
|
|
|
|
|
|
|
|
ная), м |
бина),м |
f h• |
f ..., |
f a • |
f ta• |
fxy |
AXd1r |
HSdl, |
2685,00 |
2073,40 |
-0,01 |
-0,01 |
-0,16 |
0,16 |
0,01 |
175,14 |
227,71 |
2697,00 |
2080,70 |
-0,01 |
-0,02 |
-0,20 |
0,20 |
0,02 |
174,77 |
234,06 |
2707,00 |
2086,70 |
-0,02 |
-0,01 |
-0,26 |
0,26 |
0,02 |
175,29 |
220,24 |
2717,00 |
2092,70 |
-0,03 |
-0,03 |
-0,35 |
0,35 |
0,04 |
173,16 |
230,48 |
2727,00 |
2098,70 |
-0,02 |
-0,06 |
-0,48 |
0,49 |
0,06 |
172,93 |
254,70 |
2740,00 |
2105,70 |
-0,08 |
-0,11 |
-0,80 |
0,81 |
0,14 |
170,54 |
234,72 |
2750,00 |
2111,70 |
-0,16 |
-0,26 |
-1,35 |
1,39 |
0,30 |
167,40 |
238,53 |
2760,00 |
2117,60 |
-0,52 |
-0,75 |
-2,67 |
2,82 |
0,91 |
161,22 |
235,38 |
2770,00 |
2123,70 |
-2,13 |
-3,83 |
-6,52 |
7,85 |
4,38 |
146,16 |
240,89 |
2780,00 |
2129,70 |
-12,92 |
-20,63 |
-4,66 |
24,78 |
24,34 |
100,88 |
237,97 |
2790,00 |
2135,80 |
-3,93 |
-6,29 |
8,35 |
11,17 |
7,42 |
41,63 |
238,02 |
2800,00 |
2141,90 |
-0,76 |
-1,19 |
3,32 |
3,61 |
1,41 |
22,95 |
237,43 |
2810,00 |
2148,00 |
-0,22 |
-0,35 |
1,60 |
1,65 |
0,42 |
14,63 |
238,16 |
2820,00 |
2154,10 |
-0,02 |
-0,15 |
0,92 |
0,93 |
0,15 |
9,38 |
262,97 |
2830,00 |
2161,20 |
-0,05 |
-0,07 |
0,58 |
0,58 |
0,09 |
8,99 |
234,87 |
2840,00 |
2167,30 |
-0,03 |
-0,05 |
0,40 |
0,41 |
0,06 |
7,91 |
237,10 |
2850,00 |
2173,50 |
-0,02 |
-0,03 |
0,30 |
0,30 |
0,03 |
6,10 |
237,94 |
2860,00 |
2179,70 |
-0,Q1 |
-0,02 |
0,23 |
0,23 |
0,02 |
5,33 |
237,96 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
264 |
Пракmuчсскuе аспекты геофизических исследований скважин |
Наша ситуация соответствует условиям варианта D. Видимый наклон
пласта определяется как:
а = 6,2 + 90 - 95 = 1,2° - (из уравнения 13.5).
Используя уравнение 13.6 для У = 40°, находим:
tg(L'l) = tg(l,2)/cos(40) = 0,027.
Откуда L'l = 1,57°.