Экзаменационный билет №33

Проведение акустических исследований и интерпретация их результатов

Определение глинистости по данным комплекса методов ГИС

ЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ №32

Глинистость определяют с помощью радиометрических методов ГИС.

В осадочных породах, как правило, радиоактивность тем больше, чем выше содержание глинистой фракции.

Это позволяет по кривым ГК различать глины, глинистые и чистые разности известняков, песчаников и т. п.

основаны на изучении полей упругих колебаний (упругих волн) в звуковом и ультразвуковом диапазонах частот.

Акустические методы можно подразделить

на методы естественных акустических полей;

на методы искусственных акустических полей.

Основное применение получили методы искусственных акустических полей, в которых изучают распространение волн от излучателя, расположенного в скважинном приборе.

Существуют две основные технологии метода:

а) технология, основанная на изучении времени прихода (скорости распространения);

б) технология, основанная на изучении затухания амплитуды колебаний.

Скорости распространения волн зависят

от плотности;

от упругих свойств среды (модулей Юнга и сдвига);

от минерального состава пород и их насыщения;

от литологических особенностей;

глинистости;

эффективного напряжения;

степени сцементированности породы и других факторов.

Важной величиной в АК является время пробега волной расстояния 1 м и называется интервальным временем Δt. Интервальное время обычно выражается в микросекундах на метр.

3.Содержание каких элементов в разрезах скважин нефтяных и газовых месторождений имеет влияние на показания нейтронных методов?

С повышением содержания нейтронопоглощающих элементов (ТR, Сd, В, Нg, Мn) Торий, Кадмий, Барий, Ртуть, Марганец

1) 1. Определение нефте- и газонасыщенности по данным комплекса методов ГИС Среднее время жизни тепловых нейтронов зависит от содержания водорода и содержат поглотителей нейтронов (хлора) в среде. Для пластов, насыщенных нефтью или пресной водой, τ _п =0,3-0,6 мс; для пластов, насыщеннь минерализованной водой τ _п =0,11-0,33 мс; для газонасыщенных пласт τ _п =0,6-0,8 мс.

Таким образом, по параметру τ _п пласты, насыщеннь минерализованной водой, хорошо отличаются от нефте-газонасыщенных. На этом отличии основано применение метода ИННК-для прослеживания изменений положения ВНК и ГВК в процесс разработки месторождений нефти и газа

2. Метод термометрии. Физические основы метода, особенности аппаратуры, кривые термометрии, решаемые геологические задачи. Термометрия занимается изучением естественных и искусственных тепловых полей в скважинах и окружающих их горных породах.

Термометрия занимается изучением естественных и искусственных тепловых полей в скважинах и окружающих их горных породах.

Естественные поля могут быть связаны с региональным (глубинным) тепловым полем Земли, а могут быть обусловлены и местными процессами, например, окислением сульфидных руд, радиоактивным распадом, растворением солей, притоком подземных вод или выделением газа в скважину.

Искусственные поля могут возникнуть под действием тепла бурового раствора, схватывающегося цементного камня или специальных скважинных нагревателей.

Применение термометрии скважин для решения геологических и технических задач:

Измерение естественных тепловых полей даже в неглубоких скважинах позволяет сделать определенные выводы глубинном геологическом строении.

Исследование локальных тепловых полей на нефтегазовых месторождениях позволяет обнаружить места выделения газа из пластов в скважину.

Термометрия скважин позволяет выявить наличие затрубных перетоков пластовых вод и определить их направление, а в необсаженных скважинах - определить местоположение притоков подземных вод.

Измерение геотермического градиента и изучение геотермограмм составляет предмет геотермии или метода естественного теплового поля Земли.

Необходимым условием получения геотермограмм в скважинах является наличие установившегося теплообмена (q = const) между скважиной и окружающими породами, т.е. равенство температур бурового раствора и горных пород.

В плоскости геологических разрезов результаты геотермических исследований изображаются в виде геотермограмм скважин t = f(H), которые представляют собой ломаные линии с точками перелома напротив границ пластов с разными тепловыми сопротивлениями (рис. 15.3). Эти графики могут быть пересчитаны в диаграммы температурного градиента или теплового сопротивления по закону Ома в дифференциальной форме, т.к. q = const, то пропорционально Гi

В электрических термометрах приращения сопротивления чувствительного элемента в зависимости от температуры измеряются непосредственно с помощью мостовой схемы, представленной

Ключ К выполнен в виде ртутного размыкателя, при переворачивании скважинного термометра "вверх ногами" он отсоединяет мост сопротивлений от корпуса снаряда, что необходимо для проверки сопротивления изоляции выводов скважинного снаряда относительно его корпуса.

Перед началом работы скважинный термометр градуируют, помещая его в ведро с водой, температуру которой постепенно повышают с помощью кипятильника или электроплитки. Температуру воды в ведре контролируют обычным ртутным термометром и через каждые 5° берут отсчет ΔU по измерительному прибору. По построенному графику ΔU = f(t) определяют постоянную термометра с,

3. Как определяются признаки коллекторов по диаграммам КС? повышение показаний напротив пласта коллектора, понижение напротив водоносного пласта, образование глинистой корки, Основой выделения коллекторов в разрезах скважин является, проникновение в них бурового раствора. Этот факт может быть установлен,например, по изменению показаний на диаграммах КС, записанных в разное время. Изменение КС может быть связано с изменением глубины проникновения фильтрата бурового раствора в пласт или с дополнительным проникновением в него бурового раствора другой минерализации.

Дата добавления: 2015-05-10