Разделы презентаций
- Разное
- Английский язык
- Астрономия
- Алгебра
- Биология
- География
- Геометрия
- Детские презентации
- Информатика
- История
- Литература
- Математика
- Медицина
- Менеджмент
- Музыка
- МХК
- Немецкий язык
- ОБЖ
- Обществознание
- Окружающий мир
- Педагогика
- Русский язык
- Технология
- Физика
- Философия
- Химия
- Шаблоны, картинки для презентаций
- Экология
- Экономика
- Юриспруденция
ИНФОРМАТИВНОСТЬ И ДОСТОВЕРНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ ПРИ ОЦЕНКЕ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ, ВОЗМОЖНОСТЬ ИХ УЧЕТА ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ И МОНИТОРИ
Содержание
- 1. ИНФОРМАТИВНОСТЬ И ДОСТОВЕРНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ ПРИ ОЦЕНКЕ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ, ВОЗМОЖНОСТЬ ИХ УЧЕТА ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ И МОНИТОРИ
- 2. УДК 550.832.6 ЛИТЕРАТУРА по КУРСУИпатов А.И., Кременецкий
- 3. Контроль разработкиМониторинг добычиГидродина-мические исследованияПромысловые технологические исследованияИнформационное основа геомоделированияПромысловые геофизические исследования
- 4. Задачи КР: 1) наблюдение за динамикой изменения
- 5. Слайд 5
- 6. Слайд 6
- 7. Слайд 7
- 8. ВЫТЕСНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА, МЕЖПЛАСТОВЫЕ ПЕРЕТОКИ, ПОДТЯГИВАНИЯ
- 9. Слайд 9
- 10. Слайд 10
- 11. Слайд 11
- 12. Слайд 12
- 13. Слайд 13
- 14. Слайд 14
- 15. Слайд 15
- 16. МЕТОДЫ ГИС-КОНТРОЛЯДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ПГИ
- 17. Основные задачиПараметры режима эксплуатации скважинИнтервалы притока (поглощения)
- 18. Методы определения приток-составаРасходометрия механическаяРасходометрия термокондкутивная БарометрияТермометрияВлагометрия диэлькомтрическаяГамма-гамма плотностеметияИндукционная резистивиметрия
- 19. ОСНОВНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ДАТЧИКИ ПГИПЕРЕТОКИСОСТАВПРИТОКПРИТОК
- 20. Слайд 20
- 21. fvvМеханическая расходометрияТермокондуктивная расходометрия
- 22. Увеличение чувствительности механического расходомераКалибровка механического расходомера Градуировочная
- 23. Слайд 23
- 24. РАСХОДОМЕТРИЯгде S – площадь сечения потока, Тзаб,
- 25. где: Ктур – численный коэффициент для турбулентного
- 26. Механическая и термокондуктивная расходометрия (типовые кривые)
- 27. Барометрия
- 28. Влагометрия
- 29. Слайд 29
- 30. Структуры многофазного потока)
- 31. Слайд 31
- 32. Слайд 32
- 33. Слайд 33
- 34. Резистивиметрия
- 35. Слайд 35
- 36. Слайд 36
- 37. Плотностеметрия
- 38. Слайд 38
- 39. Слайд 39
- 40. ГАЗНефтьВодаОсадок ПЖВлагометрияPБарометрияПлотностеметрияgradPРезистивиметрияИнформативность методов определения состава
- 41. TТермометрия
- 42. Температурные эффекты в скважинеАдиабатический эффектГАЗ Тфл
- 43. Температурные эффекты в скважинеДроссельный эффектГАЗ Тфл0
- 44. Рис.7.2.3.5Температурные эффекты в скважинеПеренос теплоты движущимся по стволу флюидом и теплообмен с вмещающими породами
- 45. Слайд 45
- 46. ТЕРМОМЕТРИЯгде Н – вертикальная координата, увеличивающаяся в
- 47. Теплоемкость заполнителя стволаТемпературопроводность пластаТеплопроводность пластаДебитРадиус скважиныОценка дебита по термограммам вне интервалов притока
- 48. Слайд 48
- 49. Q1< Q2
- 50. B=30.7B=5046.1%93.9%Нормированный коэффициент теплоотдачиРаспределение дебитовСкв 15452 Приобского месторождения.
- 51. Температурные эффекты в скважинеКалориметрическое смешивание в интервале притокаT1T2Tсмеси
- 52. IIIКалориметрическое смешивание в интервале притокаT2T2T1TсмесиЗнак аномалии смешивания может быть любым!T2
- 53. Типовые термограммы в многопластовой добывающей скважинеПриток газаВысокий
- 54. Типовые термограммы в многопластовой нагнетатальной скважинеРасходограмма
- 55. Приток газаПриток водыТиповые термограммы в многопластовой добывающей скважине (многокомпонентный приток)
- 56. пакерНКТТиповые термограммы при противотоке в интервале, перекрытом
- 57. Типовые термограммы при перетоке в интервале выше перфорацииРасходограммаВысокий расходНизкий расходв статике
- 58. Типовые термограммы при заколонном перетоке в
- 59. Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в интервале, ниже перфорацииНегерметичная обсадная колоннаНизкий дебитВысокий дебит
- 60. Типовые термограммы при заколонном перетоке в
- 61. Типовые термограммы при локальном межпластовом перетоке ВнизВверхВысокий
- 62. IIIIIIIYТиповые термограммы при локальном межпластовом перетоке (вскрытие одним стволом нескольких пластов) Низкий дебитВысокий дебит
- 63. ИзвестнякПесчаникСольГлинаГлинаТиповые термограммы в простаивающей скважине , влияние литологии ГазВодаНефтьФоновая термограммаДействующая скважина
- 64. Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние цементного кольца Фоновая термограмма – геотермаДействующая скважина - закачка
- 65. МЕТОДЫ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖАПРИМЕНЕНИЕ В ГИС-КОНТРОЛЕ
- 66. Слайд 66
- 67. Слайд 67
- 68. Контроль вытеснения нефти водой.Пример аномалии ГК вследствие
- 69. НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖСТАЦИОНАРНЫЕ МЕТОДЫ
- 70. Слайд 70
- 71. Слайд 71
- 72. Слайд 72
- 73. Слайд 73
- 74. Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ
- 75. Слайд 75
- 76. Слайд 76
- 77. ИМПУЛЬСНЫЕ МЕТОДЫ
- 78. Слайд 78
- 79. Слайд 79
- 80. Слайд 80
- 81. Слайд 81
- 82. Выделение обводненных продуктивных пластов путем сопоставления декрементов
- 83. Слайд 83
- 84. Слайд 84
- 85. Слайд 85
- 86. фон закачка МВ отработкаухудшенныеФЕСнефтеносныйневыработан.,обводненный,промытый
- 87. Результаты оценки текущей нефтенасыщенности для перфорированных пластов
- 88. Результаты исследований по технологии ИННК с закачкой
- 89. МЕТОДЫ НАВЕДЕННОЙ АКТИВНОСТИ
- 90. Слайд 90
- 91. Слайд 91
- 92. Слайд 92
- 93. ПРЯМЫЕ МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ
- 94. Слайд 94
- 95. Слайд 95
- 96. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ГИС-КОНТРОЛЯ
- 97. Слайд 97
- 98. Слайд 98
- 99. Слайд 99
- 100. Слайд 100
- 101. Слайд 101
- 102. Слайд 102
- 103. Слайд 103
- 104. Слайд 104
- 105. ИНФОРМАТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
- 106. Слайд 106
- 107. Слайд 107
- 108. Слайд 108
- 109. Слайд 109
- 110. КОНТРОЛЬ ДИНАМИКИ ЗАВОДНЕНИЯ (ВЫРАБОТКИ) ПЛАСТОВ ПО ВРЕМЕННЫМ ЗАМЕРАМ МЕТОДАМИ ГИС-ПГИ
- 111. Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкойЗоны:
- 112. Характер изменения нефте- и водонасыщенности пласта, присущий
- 113. Зависимость ρк.п.обв/ ρк.нп от ρсм/ ρнпρк.п.обв –
- 114. Изменение удельного электрического сопротивления ρк.п.обв нефтеносного пласта
- 115. Зависимость диэлектрической проницаемости нефтеносных обводняемых пород εп.обв
- 116. Поведение статической кривой ПС над одиночным пластом,
- 117. Изменения декремента затухания тепловых нейтронов в процессе
- 118. Определение положения ГВК по данным нейтронных стационарных
- 119. Определение первоначальных и текущих положений ВНК и
- 120. Определение положения ВНК по данным методов сопротивления и электропроводности1 – нефть, 2 – вода
- 121. Зависимость коэффициентов затухания продольных (P) и поперечных
- 122. Скачать презентанцию
УДК 550.832.6 ЛИТЕРАТУРА по КУРСУИпатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа. Учебник. М., РГУ НГ. УДК 532.5: 622.676 ББК 36. 2012 –374с. Ипатов А.И., Извеков Б.И.,
Слайды и текст этой презентации
Слайд 11. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ КОНТРОЛЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ
И ГАЗА
Слайд 2УДК 550.832.6
ЛИТЕРАТУРА по КУРСУ
Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы
контроля разработки месторождений нефти и газа. Учебник. М., РГУ НГ.
УДК 532.5: 622.676 ББК 36. 2012 –374с.Ипатов А.И., Извеков Б.И., Кременецкий М.И., Марьенко Н.Н. Лабораторный практикум по курсу "Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений" (учебное пособие), М., РГУ НГ, 2009.
Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Интерпретация методов промыслово-геофизического контроля при оценке состава и профилей притока в эксплуатационных скважинах: учебное пособие - М.: РГУ нефти и газа, 2004.
Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Оценки продуктивных свойств пласта и скважины по гидродинамическим исследованиям: учебное пособие - М.: РГУ нефти и газа, 2003 - 85 с.
Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153-39.0-072-01. М., Минэнерго РФ, 2001. 270с.
Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. РД 153-39.0-109-01. М., Минэнерго РФ, 2002, 75с.
Слайд 3Контроль разработки
Мониторинг добычи
Гидродина-
мические исследования
Промысловые технологические исследования
Информационное основа геомоделирования
Промысловые геофизические исследования
Слайд 4Задачи КР:
1) наблюдение за динамикой изменения флюидальных контактов в
пластах (ГВК, ГНК, ВНК),
2) наблюдение за динамикой изменения нефте-
и газонасыщенности толщин пластов, 3) наблюдение за динамикой изменения фильтрационных и энергетических свойств пластов,
4) наблюдение за текущими параметрами загрязненности ближней зоны пластов (скин-факторы),
5) наблюдение за составом-притоком (приемистостью) и межпластовыми перетоками.
Терминология:
«КОНТРОЛЬ РАЗРАБОТКИ» (КР) МЕСТОРОЖДЕНИЙ – система мероприятий, направленных на текущий контроль за выработкой пласта (его обводнения / осушки - при вытеснении углеводородов водой / газом)
«МОНИТОРИНГ ДОБЫЧИ» (МД) В СКВАЖИНАХ - система мероприятий, направленных на текущий контроль работы «подъемника» (фонтанный, насосный и др.способы добычи)
Объекты применения КР:
1) газовые, газоконденсатные, нефтеносные перфорированные пласты – «объекты разработки»,
2) соседние продуктивные горизонты и водоносные пласты, гидродинамически связанные с «ОР»,
3) призабойная зона пластов (околоскважинное пространство или «скиновая» зона),
4) межскважинное пространство (имеющее гидродинамическую связь с эксплуатац. скважинами),
Задачи МД:
1) наблюдение за динамикой изменения суммарных фазовых дебитов (обводненность),
2) наблюдение за динамикой изменения забойных и устьевых давлений (потери на трение),
3) оптимизация режима добычи (соответствие параметров «подъемника» продуктивности пласта),
4) наблюдение за составом вод в продукции и механическими примесями,
5) наблюдение за техническим состоянием скважин (негерметичности, элементы конструкции и пр.).
Объекты применения МД:
1) газовые, нефтяные фонтанные скважины
2) нефтяные скважины, оборудованные ЭЦН-ШГН,
3) нефтяные многопластовые скважины, оборудованные ЭЦН,
4) многоствольные добывающие скважины.
Слайд 17Основные задачи
Параметры режима эксплуатации скважин
Интервалы притока (поглощения) и работающие толщины
Профиль
притока (поглощения)
Состав притока
Межпластовые перетоки по стволу
Текущая насыщенность пластов
Техническое состояние
ствола и подземного оборудования
Слайд 18Методы определения приток-состава
Расходометрия механическая
Расходометрия термокондкутивная
Барометрия
Термометрия
Влагометрия диэлькомтрическая
Гамма-гамма плотностеметия
Индукционная резистивиметрия
Слайд 22Увеличение чувствительности
механического расходомера
Калибровка механического расходомера
Градуировочная зависимость связывает частоту F
вращения турбинки (Гц, имп/мин) и скорость w потока жидкости (газа)
в скважине: w=Кап⋅F+b, где Кап – аппаратурный коэффициент, b – пороговая чувствительность. По скорости потока w рассчитывают объемный расход жидкости (м3/сут), или газа (тыс.н.м3/сут).
Слайд 24РАСХОДОМЕТРИЯ
где S – площадь сечения потока,
Тзаб, Рзаб – температура
и давление на забое скважины,
Pст=1.033МПа, Тст=293oК=20оС,
ZГ_заб – сверсжимаемость
газа для условий забоя скважины.Wнкт/Wк =
Sк/Sнкт =
D2к/D2нкт
Слайд 25
где: Ктур – численный коэффициент для турбулентного режима обтекания, Nд
– мощность, рассеиваемая датчиком,
l – расстояние между нагревателем и
термочувствительным элементом, Sд – поверхность датчика, γф – плотность флюида, Cm.ф – массовая теплоемкость флюида, λm.ф – теплопроводность флюида,
μф – динамическая вязкость флюида.
Слайд 40
ГАЗ
Нефть
Вода
Осадок ПЖ
Влагометрия
P
Барометрия
Плотностеметрия
gradP
Резистивиметрия
Информативность методов определения состава
Слайд 44Рис.7.2.3.5
Температурные эффекты в скважине
Перенос теплоты движущимся по стволу флюидом и
теплообмен с вмещающими породами
Слайд 46ТЕРМОМЕТРИЯ
где Н – вертикальная координата, увеличивающаяся в направлении движения флюида,
значение Н=0 соответствует глубине поступления флюида в ствол скважины,
TГ.о
,Tо – геотермическая температура и температура в скважине при Н=0, Г – средний геотермический градиент, Cm.ф – массовая теплоемкость флюида,
λТ.п – теплопроводность пород, f(tраб) – функция времени, зависящая от продолжительности работы скважины tраб
Слайд 47Теплоемкость заполнителя ствола
Температуропроводность пласта
Теплопроводность пласта
Дебит
Радиус скважины
Оценка дебита по термограммам вне
интервалов притока
Слайд 50B=30.7
B=504
6.1%
93.9%
Нормированный коэффициент теплоотдачи
Распределение
дебитов
Скв 15452 Приобского месторождения. Оценка дебита
АС10 1-3
АС10
4
Термометр
Расходомер Влагомер Резистивиметр ?
Фонтанирование,
Y-tool
Слайд 52
I
II
Калориметрическое смешивание в интервале притока
T2
T2
T1
Tсмеси
Знак аномалии смешивания может быть любым!
T2
Слайд 53
Типовые термограммы в многопластовой добывающей скважине
Приток газа
Высокий дебит
Низкий дебит
Статика
Приток жидкости
Высокий дебит
Низкий дебитСтатика
Расходограмма
Слайд 54
Типовые термограммы в многопластовой нагнетатальной скважине
Расходограмма
Высокий
расход
Низкий расход
Статика
Слайд 55
Приток газа
Приток воды
Типовые термограммы в многопластовой добывающей скважине (многокомпонентный приток)
Слайд 56
пакер
НКТ
Типовые термограммы при противотоке в интервале, перекрытом НКТ
Влияет только движение
по НКТ
Влияет только движение по затрубью НКТ
Высокий дебит
Низкий дебит
Слайд 57
Типовые термограммы при перетоке в интервале выше перфорации
Расходограмма
Высокий расход
Низкий расход
в
статике
Слайд 58
Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в
интервале, ниже перфорации
Высокий расход
Низкий расходОтсутствие перетока
Вниз
Вверх
Расходограмма
Расходограмма
Расходограмма
Слайд 59Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в интервале,
ниже перфорации
Негерметичная обсадная колонна
Низкий дебит
Высокий дебит
Слайд 60
Типовые термограммы при заколонном перетоке в нагнетательной скважине в
интервале, ниже перфорации
Негерметичная обсадная колонна
Герметичная обсадная колонна
Высокий расходНизкий расход
Отсутствие перетока
Расходограмма
Слайд 61
Типовые термограммы при локальном межпластовом перетоке
Вниз
Вверх
Высокий дебит
Низкий дебит
газ
газ
έ =
0
έ = 0
вода
вода
нефть
нефть
έ > 0
έ > 0
έ < 0
έ
0
Слайд 62
I
II
III
IY
Типовые термограммы при локальном межпластовом перетоке (вскрытие одним стволом нескольких
пластов)
Низкий дебит
Высокий дебит
Слайд 63Известняк
Песчаник
Соль
Глина
Глина
Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние литологии
Газ
Вода
Нефть
Фоновая термограмма
Действующая
скважина
Слайд 64Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние цементного кольца
Фоновая
термограмма –
геотерма
Действующая скважина - закачка
Слайд 68Контроль вытеснения нефти водой.
Пример аномалии ГК вследствие радиогеохимического эффекта
(вытеснение
р/а солей и их адсорбция на цементном камне)
Слайд 74Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ
при повторных замерах
1
– непроницаемые пласты (внизу - глинистые и вверху - плотные),
использованные для проведения средней линии I, 2 – пласты, не изменившие своей характеристики между двумя замерами, 3 – пласты обводненные, в которых между двумя замерами вследствие обводнения высокоминерализованными водами произошло изменение показаний, II – линии диапазона погрешностей
Слайд 82Выделение обводненных продуктивных пластов путем сопоставления декрементов затухания тепловых нейтронов
с коэффициентом пористости.
Пласты: А) 1 – обводненные, 2 –
нефтеносные; Б) 1 – водоносные, 2 – частично обводненные, 3 – нефтенасыщенные (с остаточной водонасыщенностью). Шифр – коэффициент нефтенасыщенности 
Слайд 87Результаты оценки текущей нефтенасыщенности для перфорированных пластов
(по технологии ИННК
с закачкой солевых растворов)
Методы промыслово-геофизических исследований – оценка насыщения
Слайд 88Результаты исследований по технологии ИННК с закачкой солевых растворов в
скважине 6508
Рекомендовано ГРП –
результаты ГРП:
Qнеф=18 м3/сут,
(было 0 м3/сут)
Слайд 111Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкой
Зоны: 1 – газовая
шапка, 2 – предельной нефтенасыщенности, 3-4 – недонасыщенности
(подзоны: 3
– однофазного притока нефти, 4 – двухфазного притока нефти и воды, ИСПЫТАНИЯ!), 5 – переходная (выделяется по кривым КС), 6 – водоносная
Слайд 112Характер изменения нефте- и водонасыщенности пласта, присущий
для: динамики законтурного
заводнения или для вертикального разреза зоны ВНК
1 – вода, 2
– нефть, 3 – направление движения нагнетаемой водыКв Кн
0
80
Кно
Кно
100
40
100
Кво
Кво
«6» / «5» / «4» / «3» / «2»
Слайд 113Зависимость ρк.п.обв/ ρк.нп от ρсм/ ρнп
ρк.п.обв – УЭС обводняющегося пласта,
ρк.см – УЭС смеси пластовой и нагнетаемой вод,
ρк.в –
УЭС воды при температуре пласта. Пунктир соответствует переходу части связанной воды в капельное состояние, стрелками показано изменение отношения ρк.п.обв/ ρк.нп
Слайд 114Изменение удельного электрического сопротивления ρк.п.обв нефтеносного пласта
в процессе вытеснения
нефти водой
I – VI – стадии разработки пласта, пунктиром
обозначены ρк.см при наличии оторочки осолоненной пластовой воды, стрелками – изменение УЭС пласта при переходе части остаточной воды в капельное
состояние. Вытеснение нефти водой: 1 – пластовой, 2 – пресной, 3 – зависимость ρк.см = f(КВ.тек)
Слайд 115Зависимость диэлектрической проницаемости нефтеносных обводняемых пород εп.обв от коэффициента текущей
водонасыщенности КВ.тек
Минерализация воды: сплошные линии – Св – 15
г/л, пунктирные линии – Св близко к 0, шифр кривых – коэффициенты КП, %.
из-за соотно-
шения свобод-
ной/связан-
ной воды
Слайд 116Поведение статической кривой ПС над одиночным пластом,
обводненным в подошвенной
части и залегающим среди глин
а – ρк.см = 0.05
Ом м, б - ρк.см = √ ρк.вρк.фи = 0.332 Ом м, в - ρк.см = 0.5 Ом м, г - ρк.см = 1.5 Ом м, 1 – АДА.п = 0 при ρк.см = ρк.в , 2 - АДА.п = 0, 3 - АДА.п = 0.5 АДА.гл, 4 - АДА.п = АДА.гл при ρк.в=0.1 Ом м, ρк.фи = 1.0 Ом м.Здесь: АДА.п и АДА.гл - соответственно диффузионно-адсорбционные активности: пласта и вмещающих глин, ρк.фи – УЭС промывочной жидкости, ρк.см - УЭС смеси пластовой и нагнетаемой вод
Слайд 117Изменения декремента затухания тепловых нейтронов в процессе вытеснения нефти водой
(сплошные линии) и газа водой (штрихпунктирные линии)
Интервалы: I – не
вырабатывается, II – вырабатывается, III – обводнен, IV – промыт, λn.нп, λn.гп, λn.вп, λn.ппл - декременты затухания тепловых нейтронов в пластах: нефтеносном, газоносном, водоносном и промытом пресной водой
Осолоненная
оторочка
Пластовая
соленная
вода
Закачиваемая
пресная
вода
Слайд 118Определение положения ГВК по данным нейтронных стационарных методов
Замеры: I
– до расформирования зоны проникновения буровой жидкости,
II – после
расформирования зоны проникновения, 1 – газ, 2 – вода 
Слайд 119Определение первоначальных и текущих положений ВНК и ГНК по данным
радиометрии и газометрии
1 – газ, 2 – нефть, 3 –
вода, 4 – первичные замеры, 5 – повторные замеры, 6 – первоначальные положения ГНК и ВНК, 7 – текущие положения ГНК и ВНК
w
газометрия
Cl
Слайд 120Определение положения ВНК по данным методов сопротивления и электропроводности
1 –
нефть, 2 – вода
Слайд 121Зависимость коэффициентов затухания продольных (P) и поперечных (S) волн в
песках различного насыщения от частоты колебаний
(по Б.Н. Ивакину, Е.В.Карусу,
О.Л.Кузнецову)Насыщение песков: 1 и 4 – вода, 2 и 5 – нефть, 3 и 6 – газ
Для воды αp << αs
Для нефти αp > αs
Для газа αp >> αs
