Разделы презентаций


ИНФОРМАТИВНОСТЬ И ДОСТОВЕРНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ ПРИ ОЦЕНКЕ МЕЖПЛАСТОВЫХ ПЕРЕТОКОВ, ВОЗМОЖНОСТЬ ИХ УЧЕТА ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ И МОНИТОРИ презентация, доклад

Содержание

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

1. 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.
УДК 550.832.6 ЛИТЕРАТУРА по КУРСУИпатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизические методы контроля разработки месторождений нефти и газа. Учебник.

Слайд 3Контроль разработки
Мониторинг добычи

Гидродина-
мические исследования
Промысловые технологические исследования


Информационное основа геомоделирования
Промысловые геофизические исследования

Контроль разработкиМониторинг добычиГидродина-мические исследованияПромысловые технологические исследованияИнформационное основа геомоделированияПромысловые 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.

Задачи КР: 1) наблюдение за динамикой изменения флюидальных контактов в пластах (ГВК, ГНК, ВНК), 2) наблюдение за

Слайд 8ВЫТЕСНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВ
ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА, МЕЖПЛАСТОВЫЕ ПЕРЕТОКИ, ПОДТЯГИВАНИЯ

ВЫТЕСНЕНИЕ УГЛЕВОДОРОДОВВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА, МЕЖПЛАСТОВЫЕ ПЕРЕТОКИ, ПОДТЯГИВАНИЯ

Слайд 16МЕТОДЫ ГИС-КОНТРОЛЯ
ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ПГИ

МЕТОДЫ ГИС-КОНТРОЛЯДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИНИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ПГИ

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


Основные задачиПараметры режима эксплуатации скважинИнтервалы притока (поглощения) и работающие толщиныПрофиль притока (поглощения)Состав притокаМежпластовые перетоки по стволуТекущая насыщенность

Слайд 18Методы определения приток-состава

Расходометрия механическая
Расходометрия термокондкутивная
Барометрия
Термометрия
Влагометрия диэлькомтрическая
Гамма-гамма плотностеметия
Индукционная резистивиметрия

Методы определения приток-составаРасходометрия механическаяРасходометрия термокондкутивная БарометрияТермометрияВлагометрия диэлькомтрическаяГамма-гамма плотностеметияИндукционная резистивиметрия

Слайд 19ОСНОВНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ДАТЧИКИ ПГИ


ПЕРЕТОКИ
СОСТАВ




ПРИТОК
ПРИТОК

ОСНОВНЫЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ ДАТЧИКИ ПГИПЕРЕТОКИСОСТАВПРИТОКПРИТОК

Слайд 21




f
v
v
Механическая расходометрия
Термокондуктивная расходометрия

fvvМеханическая расходометрияТермокондуктивная расходометрия

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).
Увеличение чувствительности механического расходомераКалибровка механического расходомера Градуировочная зависимость связывает частоту F вращения турбинки (Гц, имп/мин) и скорость

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

РАСХОДОМЕТРИЯгде S – площадь сечения потока, Тзаб, Рзаб – температура и давление на забое скважины, Pст=1.033МПа, Тст=293oК=20оС,

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.
где: Ктур – численный коэффициент для турбулентного режима обтекания, Nд – мощность, рассеиваемая датчиком, l – расстояние

Слайд 26Механическая и термокондуктивная расходометрия (типовые кривые)

Механическая и термокондуктивная расходометрия (типовые кривые)

Слайд 27Барометрия

Барометрия

Слайд 28Влагометрия

Влагометрия

Слайд 30Структуры многофазного потока)

Структуры многофазного потока)

Слайд 34Резистивиметрия

Резистивиметрия

Слайд 37Плотностеметрия

Плотностеметрия

Слайд 40



ГАЗ
Нефть
Вода
Осадок ПЖ



Влагометрия
P
Барометрия
Плотностеметрия
gradP
Резистивиметрия
Информативность методов определения состава

ГАЗНефтьВодаОсадок ПЖВлагометрияPБарометрияПлотностеметрияgradPРезистивиметрияИнформативность методов определения состава

Слайд 41
T
Термометрия

TТермометрия

Слайд 42Температурные эффекты в скважине
Адиабатический эффект








ГАЗ Тфл

Температурные эффекты в скважинеАдиабатический эффектГАЗ Тфл

Слайд 43Температурные эффекты в скважине
Дроссельный эффект








ГАЗ Тфл0



Температурные эффекты в скважинеДроссельный эффектГАЗ Тфл0

Слайд 44Рис.7.2.3.5

Температурные эффекты в скважине
Перенос теплоты движущимся по стволу флюидом и

теплообмен с вмещающими породами

Рис.7.2.3.5Температурные эффекты в скважинеПеренос 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


ТЕРМОМЕТРИЯгде Н – вертикальная координата, увеличивающаяся в направлении движения флюида, значение Н=0 соответствует глубине поступления флюида в

Слайд 47Теплоемкость заполнителя ствола
Температуропроводность пласта
Теплопроводность пласта




Дебит
Радиус скважины

Оценка дебита по термограммам вне


интервалов притока

Теплоемкость заполнителя стволаТемпературопроводность пластаТеплопроводность пластаДебитРадиус скважиныОценка 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

B=30.7B=5046.1%93.9%Нормированный коэффициент теплоотдачиРаспределение дебитовСкв 15452 Приобского месторождения. Оценка дебитаАС10 1-3АС10 4Термометр

Слайд 51Температурные эффекты в скважине
Калориметрическое смешивание в интервале притока






T1
T2
Tсмеси

Температурные эффекты в скважинеКалориметрическое смешивание в интервале притокаT1T2Tсмеси

Слайд 52







I
II





Калориметрическое смешивание в интервале притока
T2
T2
T1
Tсмеси
Знак аномалии смешивания может быть любым!

T2

IIIКалориметрическое смешивание в интервале притокаT2T2T1TсмесиЗнак 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 дебит
Статика

Расходограмма

Типовые термограммы в многопластовой добывающей скважинеПриток газаВысокий дебитНизкий дебитСтатикаПриток жидкости     Высокий дебит

Слайд 54














Типовые термограммы в многопластовой нагнетатальной скважине
Расходограмма
Высокий

расход
Низкий расход
Статика

Типовые термограммы в многопластовой нагнетатальной скважинеРасходограмма    Высокий расход    Низкий расход

Слайд 55





Приток газа












Приток воды
Типовые термограммы в многопластовой добывающей скважине (многокомпонентный приток)

Приток газаПриток водыТиповые 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

пакерНКТТиповые термограммы при противотоке в интервале, перекрытом НКТВлияет только движение по НКТВлияет только движение по затрубью НКТВысокий

Слайд 57












Типовые термограммы при перетоке в интервале выше перфорации
Расходограмма
Высокий расход
Низкий расход
в

статике

Типовые термограммы при перетоке в интервале выше перфорацииРасходограммаВысокий расходНизкий расходв статике

Слайд 58



















Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в

интервале, ниже перфорации
Высокий расход

Низкий расход
Отсутствие перетока

Вниз

Вверх

Расходограмма

Расходограмма

Расходограмма

Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в интервале, ниже перфорации

Слайд 59Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в интервале,

ниже перфорации
Негерметичная обсадная колонна











Низкий дебит
Высокий дебит

Типовые термограммы при заколонном перетоке в добывающей скважине в интервале, ниже перфорацииНегерметичная обсадная колоннаНизкий дебитВысокий дебит

Слайд 60





















Типовые термограммы при заколонном перетоке в нагнетательной скважине в

интервале, ниже перфорации
Негерметичная обсадная колонна
Герметичная обсадная колонна

Высокий расход
Низкий расход
Отсутствие перетока

Расходограмма

Типовые термограммы при заколонном перетоке в нагнетательной скважине в интервале, ниже перфорацииНегерметичная обсадная колоннаГерметичная обсадная колонна

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


Типовые термограммы при локальном межпластовом перетоке ВнизВверхВысокий дебитНизкий дебитгазгазέ = 0έ = 0водаводанефтьнефтьέ > 0έ > 0έ

Слайд 62






































I
II
III
IY
Типовые термограммы при локальном межпластовом перетоке (вскрытие одним стволом нескольких

пластов)
Низкий дебит
Высокий дебит

IIIIIIIYТиповые термограммы при локальном межпластовом перетоке (вскрытие одним стволом нескольких пластов) Низкий дебитВысокий дебит

Слайд 63Известняк

Песчаник

Соль
Глина
Глина


Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние литологии
Газ
Вода
Нефть
Фоновая термограмма
Действующая

скважина

ИзвестнякПесчаникСольГлинаГлинаТиповые термограммы в простаивающей скважине , влияние литологии ГазВодаНефтьФоновая термограммаДействующая скважина

Слайд 64Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние цементного кольца
Фоновая

термограмма –
геотерма
Действующая скважина - закачка

Типовые термограммы в простаивающей скважине , влияние цементного кольца Фоновая термограмма – геотермаДействующая скважина - закачка

Слайд 65МЕТОДЫ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА
ПРИМЕНЕНИЕ В ГИС-КОНТРОЛЕ

МЕТОДЫ РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖАПРИМЕНЕНИЕ В ГИС-КОНТРОЛЕ

Слайд 68Контроль вытеснения нефти водой.
Пример аномалии ГК вследствие радиогеохимического эффекта
(вытеснение

р/а солей и их адсорбция на цементном камне)

Контроль вытеснения нефти водой.Пример аномалии ГК вследствие радиогеохимического эффекта (вытеснение р/а солей и их адсорбция на цементном

Слайд 69НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ
СТАЦИОНАРНЫЕ МЕТОДЫ

НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖСТАЦИОНАРНЫЕ МЕТОДЫ

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
Выделение обводненных пластов путем сопоставления показаний НГМ при повторных замерах1 – непроницаемые пласты (внизу - глинистые и

Слайд 77
ИМПУЛЬСНЫЕ МЕТОДЫ

ИМПУЛЬСНЫЕ МЕТОДЫ

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
Выделение обводненных продуктивных пластов путем сопоставления декрементов затухания тепловых нейтронов с коэффициентом пористости. Пласты: А) 1 –

Слайд 86фон закачка МВ

отработка
ухудшенные
ФЕС
нефтеносный
невыработан.,

обводненный,

промытый

фон        закачка МВ     отработкаухудшенныеФЕСнефтеносныйневыработан.,обводненный,промытый

Слайд 87Результаты оценки текущей нефтенасыщенности для перфорированных пластов
(по технологии ИННК

с закачкой солевых растворов)
Методы промыслово-геофизических исследований – оценка насыщения

Результаты оценки текущей нефтенасыщенности для перфорированных пластов (по технологии ИННК с закачкой солевых растворов)Методы промыслово-геофизических исследований –

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)

Результаты исследований по технологии ИННК с закачкой солевых растворов в скважине 6508 Рекомендовано ГРП –результаты ГРП:Qнеф=18 м3/сут,(было

Слайд 89
МЕТОДЫ НАВЕДЕННОЙ АКТИВНОСТИ

МЕТОДЫ НАВЕДЕННОЙ АКТИВНОСТИ

Слайд 93ПРЯМЫЕ МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ

ПРЯМЫЕ МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ ПЛАСТОВ

Слайд 96ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ГИС-КОНТРОЛЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ГИС-КОНТРОЛЯ

Слайд 105ИНФОРМАТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ИНФОРМАТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПГИ НА РАЗНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Слайд 110КОНТРОЛЬ ДИНАМИКИ ЗАВОДНЕНИЯ (ВЫРАБОТКИ) ПЛАСТОВ ПО ВРЕМЕННЫМ ЗАМЕРАМ МЕТОДАМИ ГИС-ПГИ

КОНТРОЛЬ ДИНАМИКИ ЗАВОДНЕНИЯ (ВЫРАБОТКИ) ПЛАСТОВ ПО ВРЕМЕННЫМ ЗАМЕРАМ МЕТОДАМИ ГИС-ПГИ

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
Схема строения нефтяной залежи с газовой шапкойЗоны: 1 – газовая шапка, 2 – предельной нефтенасыщенности, 3-4 –

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 воды

Кв Кн

0

80



Кно


Кно

100

40

100


Кво

Кво

«6» / «5» / «4» / «3» / «2»

Характер изменения нефте- и водонасыщенности пласта, присущий для: динамики законтурного заводнения или для вертикального разреза зоны ВНК1

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
Зависимость ρк.п.обв/ ρк.нп от ρсм/ ρнпρк.п.обв – УЭС обводняющегося пласта, ρк.см – УЭС смеси пластовой и нагнетаемой

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)


Изменение удельного электрического сопротивления ρк.п.обв нефтеносного пласта в процессе вытеснения нефти водой I – VI – стадии

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

Зависимость диэлектрической проницаемости нефтеносных обводняемых пород εп.обв от коэффициента текущей водонасыщенности КВ.тек Минерализация воды: сплошные линии –

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
Поведение статической кривой ПС над одиночным пластом, обводненным в подошвенной части и залегающим среди глин а –

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

Изменения декремента затухания тепловых нейтронов в процессе вытеснения нефти водой (сплошные линии) и газа водой (штрихпунктирные линии)Интервалы:

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
Определение положения ГВК по данным нейтронных стационарных методов Замеры: I – до расформирования зоны проникновения буровой жидкости,

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

Определение первоначальных и текущих положений ВНК и ГНК по данным радиометрии и газометрии1 – газ, 2 –

Слайд 120Определение положения ВНК по данным методов сопротивления и электропроводности
1 –

нефть, 2 – вода

Определение положения ВНК по данным методов сопротивления и электропроводности1 – 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

Зависимость коэффициентов затухания продольных (P) и поперечных (S) волн в песках различного насыщения от частоты колебаний (по

Обратная связь

Если не удалось найти и скачать доклад-презентацию, Вы можете заказать его на нашем сайте. Мы постараемся найти нужный Вам материал и отправим по электронной почте. Не стесняйтесь обращаться к нам, если у вас возникли вопросы или пожелания:

Email: Нажмите что бы посмотреть 

Что такое TheSlide.ru?

Это сайт презентации, докладов, проектов в PowerPoint. Здесь удобно  хранить и делиться своими презентациями с другими пользователями.


Для правообладателей

Яндекс.Метрика