- •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
67. Обработка и интерпретация ам. Определение Кп
Применяется для изучения необсаженных скважин, заполненных жидкостью.
если h>∆L, то показания против середины пласта соответствуют истинным; если если h<∆L, то показания отличаются от истинных на величину h/∆L.
dс не влияет на показания зонда, если он не изменяется в пределах базы зонда. По данным стандартного акустического каротажа можно определить: υп=1/∆Тп.
1. Определение литологии пород в разрезе скв.
Основано на том, что νn различна, зависит от минерального состава. В плотных породах скорость выше. ∆Тдоломита=143 мкс/м; ∆Тизвестняк=155 мкс/м; ∆Тсоль=220 мкс/м; ∆Тангидрид=164 мкс/м.
Коллекторы хар-ся увеличенными величинами ∆Тп и α., чем больше пористость, тем больше эти величины. Такой же эффект наблюдается против пластов глин, поэтому такие инт-лы необходимо исключать из рассмотрения, привлекая др.м-ды ГИС(ГМ, СП, каверном.).
2. Определение Кп и структуры порового пространства.
Уравнение среднего времени:
1)для чистых неглин.пород с меежзерн.пористостью: ∆Тп=∆Тж*Кп+∆Тск(1-Кп); Кп∆Т=( ∆Тп-∆Тск)/( ∆Тж-∆Тск);
2)С рассеянной глинистостью: ∆Тпгл.р.=∆Тж*Кп+∆Тгл*Кгл+∆Тск(1-Кп-Кгл);
Кп=(∆Тп-∆Тск)/(∆Тж-∆Тск)-Кгл(∆Тглагр-∆Тск)/(∆Тж-∆Тск); ∆Тглагр – ∆Т агрегата глинистых частиц;
3)Глинистые породы со слоистой глинистостью: ∆Тпгл.сл.=∆Тглχгл+∆Тпесч(1-χгл); χгл=(Σhгл)/Hпесч-характеризует глин.прослоев в пачке.
Учет глинистости (шлюмберже): Кп=Кп∆Т*1/(2-αСП);
Учет уплотнения пород:
а)рыхлые несцементированные породы: Кп=Кп∆Т*330/(Сσ*∆Тгл);
∆Тгл – интервальное время в глинах, залегающих на глубине продуктивного пласта; 330 – интервальное время в уплотненных глинах; Сσ – коэффициент уплотнения (0,8-1,2);
б)учет эффективного давления: ν1/ν2=∆Т1/∆Т2=(Р1/Р2)n ; n=0,02=для сцемент.пород; n=0,2-для рыхлых пород.
Учет характера насыщения: Кп=Кп∆Т*b; b=0,8-0,9 (в нефтенасыщенных породах); b=0,65-0,8 (в газонасыщенных породах).
Определение структуры порового пространства:
Стр-ра порового пространства очень сильно влияет на величины ∆Тп и α, поэтому величина пористости может характеризовать общую пористость породы и пористость ненарушенного блока. Эта особенность используется для установления типа породы по структуре порового пространства.
Баланс пористости:
Коллекторы с межзерновой пористостью. МЗ: КпНМ=КпГГМ=КпАК
Трещинный тип: особенно при горизонтальной трещинноватости можно наблюдать, что КпАК> КпНМ≈ КпГГМ-П
Кавернозный тип: КпАМ< КпНМ= КпГГМ-П
Трещино-кавернозный: КпАК< КпНМ= КпГГМ-П
68. Широкополосный ак (низкочастотный), акустический метод. Решаемые задачи и область применения.
Применение низкочастотной модификации АМ позволяет увеличить радиус исследования и повысить эффективность определения положения ВНК и ГНК, а также интервалов обводнения продуктивных пластов в обсаженных скважинах, осуществляя комплексный анализ амплитуд продольных и поперечных волн. Положение ВНК устанавливают по значительному
F=1-20кгц; низкие частоты f=1-5кгц
Проводят в обсаж. и необсаж.скв
Аппаратура: ЛАК, АКН-1, «Звук».
Задачи:
1. Выделение коллекторов со сложной структурой порового пр-ва. Признаки: нарушение синфазности фазовых линий на фазово-корреляц.диаграммах.
2. Уменьшение амплитуд и коэф.поглощаемости (α) для всех типов волн.
3. увеличение ∆Тп в породах с развитой трещиноватостью.
4. несовпадение величин Кп, опред-ми разными методами ГИС. КпАМ< Кпнь= Кпггм-п
5. определение величин тр-каверн. Решается с использованием инф-ции о коэф-тах сжимаемости пород. Βп.т.= Βт*Кп.т.+ Βм(матрица;
Определение проницаемости
Разрабатываются способы определения проницаемости колл-ров, привлекаются данные ВАК, инф-ция о коэф-тах поглощ., поперечных и Лэмбовских волн Ls и αL.
Определение характера насыщения коллекторов
Можно решить при условии расформирования зоны проникновения. Задача решается по динам. и кинемат. Параметрам упругих волн.
В основу методики определения характера и степени насыщенности коллекторов по данным ВАК положена модифицированная теория упругих деформаций пористых насыщенных тел Био-Гассмана, кот.позволяет связать упругие св-ва пород в целом с упругостью ее отдельных компонентов. При определении н и г-насыщ-ти коллекторов, исп-ся различия сжимаемостей основных компонентов породы – тв.фазы, мин.каркаса, скелета породы и насыщающих флюидов (н,г,в). Используя инф-цию о величинах интервальных времен ∆Тп и ∆ТS рассчитывают объемную динам.сжимаемость коллектора (βод).
По величине объемной динам.сжимаемости определяют индекс насыщения ИН= βод.н/ βод.в
ИН можно рассм-ть как аналог параметра насыщения в электрич.методах (Р=ρнп/ρвп)
ИН = F (Кн, βп, βтв, βн, βв) , где βп, βтв, βн, βв соответственно объемные изотермические сжимаемости пор, твердой породы, нефти и воды
Оценка преимущественной ориентации трещин
Разработана интерпретац-ая схема, основанная на разной чувствительности кинемат. и динам.параметров упругих волн к трещинам разной ориентации. Отраженные волны образуются на трещинах перпендик.к основанию скв.(т.е. горизонтально). Обменные волны образуются на наклонных трещинах. Трещины ориентированы параллельно осн.скв, слабо влияют на кинем. и динам.параметры упругих волн.