Определение х-ра насыщения маломощных пластов к-ров с различной глинистостью.

Определение х-ра насыщения проницаемых пластов мощностью менее 2-х метров При благоприятных условиях- чистые ( неглинистые Кгл5%) песчаники ,малая зона проникновения фильтрата бурового раствора (менее 2-х диаметров скв.) возможно выделить продуктивные пласты на фоне водоносных используя малые зонды БКЗ , фокусированные методы бокового индукционного каротажа (БК:ИК), парные замеры АИК-3 иАИК-4, БК и бокового микрокаротажа (МБК), зонды нейтронного каротажа (НК) . Но подавляющее большинство пластов – коллекторов в изучаемом разрезе глинистые и зона проникновения более 2-х диаметров скважины. Наиболее эффективны в этих условиях : парное сопоставление БК-МБК и методика «неоднородной пачки»

Использование РК-АК-ПС для определения пористости литологического расчленения разреза

Отложения Тюменской свиты представлены чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин, углей и карбонатизированных разностей.

Пласты углей и плотные карбонатные разности уверенно выделяются по данным НК,ГГКП,АК

Коллекторами являются песчано-алевролитовые породы в разной степени глинистые и углистые.

Недоучет глинистости и углистости песчано-алевролитовых пород приводит к значительным погрешностям при определении пористости.

В основном углистость приурочена к глинистым разностям и аргиллитам , не являющимися коллекторами нефти и газа.

Влияние глинистости слабо сказывается на результаты ГГКП, что позволяет рекомендовать этот метод для оценки пористости песчано-алевролитовых пород тюменской свиты.

Тип глинистого цемента	Кгл(М),%
Пленочный и порово-пленочный
Поровый	13-22
Порово-базальный	22-35
Базальный	Больше 35

По результатам комплекса ГГКП-НК-ГК в полимиктовых песчано глинистых отложениях тюменской свиты можно выделить три группы коллекторов:

песчаники ( крупно- и мелкозернистые );

алевролиты крупнозернистые;

алевролиты мелкозернистые /ТГТ Ханты-Мансийская ГЭ/

РАЗНОЕ

-Обычно явно нефтенасыщенными являются коллекторы, если их удельное сопротивление в два и более раза выше по сравнению с окружающими глинами и явно водоносными пластами. На практике же мы чаще всего встречаемся с коллекторами неоднородными, заглинизированными, поэтому многие перспективные на нефтегазонасыщенность пласты переходят в категорию «неясные»

УЭС по БК и ИК можно уверенно определять при мощности пластов 1,5-2,0м в зависимости от сопротивления вмещающих пород

Выделение тонкослоистых пород –коллекторов в скважине со сменой минерализации раствора и с расширенным комплексом ГИС, объязательно включают широкополосный акустический каротж (АКН), МБК,БК, потенциал зонд А0,5М

Для АК характерна различная чувствительность к распределению глинистых минералов в породе.

- Комплекс АК-МНК является эффективным для выделения газонасыщенных коллекторов, имеющих неоднозначную характеристику по данным электрического каротажа.

- Глубоко залегающие коллекторы Тюменской свиты в пределах Тазовского НГО характеризуется невысокими значениями общей пористости (менее 10-12%). Их эффективная пористость обусловлена , в основном трещиноватостью. В отличии от других методов, выделение коллекторов с вторичной пористостью, эффективно с использованием данных АК, как по скорости , так и по затуханию.

-комплекс методов ГИС в полном объеме включает в себя ГК и ПС - определение глинистости, ГГК – плотности, НГК – водородсодержания, АК – интервального времени

Определение ГЖК и ВНК.

В тонкослоистом разрезе ,таком как газо-нефтеносные пласты БУ-10 Песцового месторождения, для большей степени достоверности определения ГЖК и ВНК , используется комплекс методов: газовый каротаж и нормализация кривых АК (_Т), БК, НГК-60. Поскольку на кривые БК и НГК газонасыщенность влияет в одну сторону- завышение показаний или занижение Кп, то на кривую интервального времени газонасыщенность влияет в обратную сторону, завышение Кп, поэтому интервалы резкого расхождения показаний нормированных кривых БК иНГК с одной стороны и _Т с другой стороны интерпретируются как газонасыщенные, в нефтеносных пластах БК превышает АК и НГК /ТГТ ЯГЭ/

СЛОВАРЬ ТЕРМИНОВ

Анизотропия – различие физических свойств вдоль разных направлений в кристалле , чем определяются все доступные для измерения свойства кристаллов , такие как прохождение света , теплопроводность , электропроводность и др.

Полиэдрический ( многогранный ) кристалл, (также свойство анизотропии).

Изотропные вещества – не имеют кристаллического строения ,/одинаковые свойства во всех направлениях / к ним

относятся: газы, жидкости, стекла.

Геотермическая ступень – расстояние, на котором с углублением температура повышается на 1 градус ,/Европа – 33м, 3*С на 100м/.

Гомогенный – имеющий однородный химический состав /кристаллическое вещество/

Технологические параметры.

Момент на роторе

Зависит от размера долота, диапазона нагрузок, плотности и пластичности горных пород, можно выделять породы характеризующиеся повышенной способностью к пластическому течению (глина, соль).

Буримость пород.

Скорость проходки 0 – 0,52 м\час аргиллит

0,52 – 0,78 м\час аргиллит – известняк

0,78 – 1,17 м\час известняк – глинистый

1,17 – 2,64 м\час известняк – доломитовый

больше 2,64 известняк

Электропроводность бурового раствора

-увеличивается – пластовая вода

- уменьшается или постоянна – нефть, газ.

- Расчеты при проведении газового каротажа

- Расчет веса инструмента Пример:

Yр /1,2/

Wтк = Сумма ( g1п.м.трубы х l ( 1 - -------------- ) + Wкв + Wтб + Wк

Yж /7,8/

ТБ – 2ТСШ 18,5 х =3,5 т +шпиндель+ переводник

2 секции УБТ 146 24,6 42х 96 = 4,032

ДЗ 172 – 7,8 м

Свечи 56 2045,3 х 23,8 = 48,678

Недра (короткая) 9м с долотом и переводником

Грунтоноска 7,4м

ТСШ 195 1секция-7,36; 1секция –7,36; 3секция -7,22;

Шпиндель ТСШ –195 ШО –195 –4,53

ССТК – 3,32

Гладкий - 3,32 ( с наддолотником и переводником)

ТБ – 3ТПС – 26 м

Т блок = 6,2т ; Вертлюг =2,9 т; Квадрат 14 х 10,2 = 1,428т

1,2

W тк = 56х (1- --------------------------------------) + 10,5 = 47,6 + 10,5 =58,1

7,8

Вес свечи 36,6х23,8=0,871х0,85=0,73 (скорректированый)

ВЕС ТРУБКИ 12,2х23,8=0,29 х 0,85 =0,246

	D-внешн.	d-внутр.	h-стенки	D-замка	V-внутр.	m-1п.м.тр.	Резьба	Раст.нагр.
	мм	мм	мм	мм	л/м	кг		т
Бурильные трубы
ТБПК-114	114,3	96,5	8,9		7,16	26,4	3-122
ТБПК-127					9,2	29,9	3-133


Д-127			9,2			32,2
Д-114			8,6			27,5
Облегченные бурильные трубы.
ЛБТ-129					8,88		3-133
ЛБТ-147						16,6
Утяжеленные бурильные трубы.
УБТ-146		76,2				95,8	3-133
УБТ-146
УБТ-178	177,8	71,4				163,7	3-147
УБТ-203	203,2	90,4				189,2	3-152
УБТ-203							3-171
УБТС-229						273,6	3,171
Обсадные трубы.
ОК-146			7,7		13,4
ОК-219			8,9		31,8
ОК-245			8,9		40,3
ОК-324			9,8
Насосно-компресорные-трубы.
НКТ-60	60,3	50,3			1,99	6,93		20,8
НКТ-70			5,5		3,02	9,45		29,4