Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения презентация

Содержание

1. Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения
2. Целью данной работы является: изучение геологического строения
3. МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Рисунок 1. Обзорная карта
4. ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4
5. ПРИМЕНЯЕМЫЙ КОМПЛЕКС ГИС -Метод потенциалов самопроизвольной поляризации(ПС)
6. Коэффициент пористости Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100 Кп,n - коэффициент
7. Коэффициент глинистости
8. Коэффициент нефтенасыщенности Упрощенная формула для данного
9. СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС ПО СКВАЖИНЕ №3
10. Корреляционная схема по линии профиля 1 Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4
11. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2a для скважин 1, 2, 3, 4
12. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1, 2, 3, 4
13. Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1, 2, 3, 4
14. РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ Выделено 3 пластов
15. ВЫВОД Был обработан материал по 4 скважинам,
16. Спасибо за внимание !

Целью данной работы является: изучение геологического строения продуктивных пластов Урманского месторождения. Задачами работы являются: -Литологическое расчленение разрезов скважин; -Выделение пластов-коллекторов; -Расчет фильтрационно-емкостных свойств; -Составление и анализ

Главная
Разное
Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения

Слайд 1МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего

образования
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Кафедра геофизики и геоинформационных технологий
Направление подготовки:05.03.01 Геология
Профиль: Геофизика

ВЫПУСКНАЯ КВАДИФИКАЦИЛННАЯ РАБОТА «ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ ОЦЕНКЕ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ»

Научный руководитель
Л.Р. Косорева

Выполнил студент 4 курса
группы 03-305 С.Р. Гильмутдинов

2017 год

КАЗАНСКИЙ (ПРИВОЛЖСКИЙ)
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

Слайд 2Целью данной работы является: изучение геологического строения продуктивных пластов Урманского месторождения.

Задачами работы являются:
-Литологическое расчленение разрезов скважин;
-Выделение пластов-коллекторов;
-Расчет фильтрационно-емкостных свойств;
-Составление и анализ корреляционных схем.

ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ РАБОТЫ

Слайд 3МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения
Рисунок 1. Обзорная

карта месторасположения Урманского месторождения

Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения

Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения. Масштаб 1:500 000

Слайд 4ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4

Рисунок 10. Взаимное расположение скважин на линии

профиля 1

Рисунок 2. Схема взаимного расположения скважин на линии профиля 1.

Слайд 5ПРИМЕНЯЕМЫЙ КОМПЛЕКС ГИС
-Метод потенциалов самопроизвольной поляризации(ПС)
-Гамма-каротаж(ГК)
-Нейтронный- каротаж по тепловым нейтронам(НКТ)
-Индукционный каротаж(ИК)
-Боковой

каротаж(БК)
-Высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ)
-Инклинометрия

Слайд 6Коэффициент пористости
Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100
Кп,n - коэффициент пористости по нейтронному каротажу.
∆ωгл=Kгл×ωсв поправка за глинистость

logKп,n=AJn+B

–коэффициент пористости по нейтронному каротажу.
Jn - показания нейтронного каротажа.
А и В – постоянные, значения которых зависят от длины зонда, мощности источника нейтронов и других факторов, для даногоместорождения А=-1.84 В=5.2.

Слайд 7Коэффициент глинистости

– показания в опорном

пласте с минимальным значением;
– показания в опорном пласте с максимальным значением.
Kгло- глинистость опорного пласта глин. Для данного месторождения 58,5

- показания ГК против исследуемого пласта

Слайд 8Коэффициент нефтенасыщенности
Упрощенная формула для данного месторождения.
Кв+Кн=1 и Кн=1-Кв
Kв=10^(1.97-0.25lg(Rв/Rвп))
Rв=0.04 Оmm
Rвп=10^((1.94-lgKп)/0.51)*0.07

Слайд 9СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС ПО СКВАЖИНЕ №3
Рисунок 11. Схема сопоставления методов

ГИС по скважине №3

Рисунок 3. Схема сопоставления методов ГИС по скважине №3

Слайд 10Корреляционная схема по линии профиля 1
Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4

Слайд 11Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2a для скважин 1,

2, 3, 4

Слайд 12Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

2, 3, 4

Слайд 13Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

2, 3, 4

Слайд 14РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ
Выделено 3 пластов – коллекторов с помощью комплекса

методов ГИС – ГК, НКТ, ИК, БК, ПС, ВИКИЗ.
Выделены нефтенасыщенные пласты в отложениях горизонта терригенной Юры в скважинах 1-2-3-4
Установлены зоны выклинивания продуктивных пластов и замещение их глинистыми породами

Слайд 15ВЫВОД
Был обработан материал по 4 скважинам, проведена оценка коллекторских свойств и

нефтненасыщенности продуктивных пластов.
По результатам интерпретации скважинного материала была построена и проанализирована схема корреляции.
Применяемый на Урманском месторождении комплекс ГИС позволяет решать задачи расчленения разреза скважин, выделения пластов-коллекторов и определения характера их насыщения.

Слайд 16
Спасибо за внимание !

Скачать презентацию

Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения презентация

Содержание

Слайд 1МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего

Слайд 2Целью данной работы является: изучение геологического строения продуктивных пластов Урманского месторождения.

Слайд 3МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения
Рисунок 1. Обзорная

Слайд 4ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4

Рисунок 10. Взаимное расположение скважин на линии

Слайд 6Коэффициент пористости
Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100
Кп,n - коэффициент пористости по нейтронному каротажу.
∆ωгл=Kгл×ωсв поправка за глинистость

logKп,n=AJn+B

Слайд 7Коэффициент глинистости

– показания в опорном

Слайд 8Коэффициент нефтенасыщенности
Упрощенная формула для данного месторождения.
Кв+Кн=1 и Кн=1-Кв
Kв=10^(1.97-0.25lg(Rв/Rвп))
Rв=0.04 Оmm
Rвп=10^((1.94-lgKп)/0.51)*0.07

Слайд 9СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС ПО СКВАЖИНЕ №3
Рисунок 11. Схема сопоставления методов

Слайд 10Корреляционная схема по линии профиля 1
Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4

Слайд 11Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2a для скважин 1,

Слайд 12Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

Слайд 13Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

Слайд 14РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ
Выделено 3 пластов – коллекторов с помощью комплекса

Слайд 15ВЫВОД
Был обработан материал по 4 скважинам, проведена оценка коллекторских свойств и

Слайд 16
Спасибо за внимание !

Обратная связь

Что такое ThePresentation.ru?

Применение методов геофизических исследований скважин при оценке коллекторских свойств пластов Урманского месторождения презентация

Содержание

Слайд 1МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИФедеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего

Слайд 2Целью данной работы является: изучение геологического строения продуктивных пластов Урманского месторождения.

Слайд 3МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯРисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторожденияРисунок 1. Обзорная

Слайд 4ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4 Рисунок 10. Взаимное расположение скважин на линии

Слайд 6Коэффициент пористости Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100Кп,n - коэффициент пористости по нейтронному каротажу.∆ωгл=Kгл×ωсв поправка за глинистостьlogKп,n=AJn+B

Слайд 7Коэффициент глинистости – показания в опорном

Слайд 8Коэффициент нефтенасыщенности Упрощенная формула для данного месторождения.Кв+Кн=1 и Кн=1-КвKв=10^(1.97-0.25*lg(Rв/Rвп))Rв=0.04 Оm*mRвп=10^((1.94-lgKп)/0.51)*0.07

Слайд 9СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС ПО СКВАЖИНЕ №3 Рисунок 11. Схема сопоставления методов

Слайд 10Корреляционная схема по линии профиля 1 Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4

Слайд 11Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2a для скважин 1,

Слайд 12Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

Слайд 13Гистограмма изменения Кп, Кгл, Кн в пласте J1t2b для скважин 1,

Слайд 14РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИВыделено 3 пластов – коллекторов с помощью комплекса

Слайд 15ВЫВОДБыл обработан материал по 4 скважинам, проведена оценка коллекторских свойств и

Слайд 16 Спасибо за внимание !

Похожие презентации

Обратная связь

Что такое ThePresentation.ru?

Слайд 1МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего

Слайд 3МЕСТОПОЛОЖЕНИЕ УРМАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Рисунок 1. Обзорная карта месторасположения Урманского месторождения
Рисунок 1. Обзорная

Слайд 4ЛИНИЯ ПРОФИЛЯ 1 СКВАЖИН 1-2-3-4

Рисунок 10. Взаимное расположение скважин на линии

Слайд 6Коэффициент пористости
Kп=(Kп,n-∆ωгл)х100
Кп,n - коэффициент пористости по нейтронному каротажу.
∆ωгл=Kгл×ωсв поправка за глинистость

logKп,n=AJn+B

Слайд 7Коэффициент глинистости

– показания в опорном

Слайд 8Коэффициент нефтенасыщенности
Упрощенная формула для данного месторождения.
Кв+Кн=1 и Кн=1-Кв
Kв=10^(1.97-0.25lg(Rв/Rвп))
Rв=0.04 Оmm
Rвп=10^((1.94-lgKп)/0.51)*0.07

Слайд 9СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ МЕТОДОВ ГИС ПО СКВАЖИНЕ №3
Рисунок 11. Схема сопоставления методов

Слайд 10Корреляционная схема по линии профиля 1
Рисунок 2. Корреляционная схема скважин 1,2,3,4

Слайд 14РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА СХЕМЫ КОРРЕЛЯЦИИ
Выделено 3 пластов – коллекторов с помощью комплекса

Слайд 15ВЫВОД
Был обработан материал по 4 скважинам, проведена оценка коллекторских свойств и

Слайд 16
Спасибо за внимание !