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:

Y р /1,2/

Wтк = Сумма (g 1п.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

 

Аварийные ситуации в процессе бурения.

Насос

Подача снижена. Зашламление забоя Pвх уменьшается, Qвх уменьшается, Nход –const, или увеличиваются

Промыв поршня Pвх, Qвх уменьшаются скачками

Клапана размыв Pвх, Qвх уменьшаются плавно

Подсос воздуха Pвх, Qвх уменьшаются плавно и скачок через цикл в сторону уменьшения

Компенсаторы неисправны Pвх пилообразная картина, Qвых – то же

Разрушение гидромониторных насадок, исключают гидромониторный эффект очистки забоя, что приводит к уменьшению Vмех -

Зашламление перепад Рвх (100атм), надо увеличить Qвх

Засорение гидромониторных насадок увеличение Рвх при Qвх const.

Промыв инструмента

Рвх уменьшается при Qвх const, уменьшение tвых и Vмех, изменения Мр заклинки, подклинки больше 5мин. При отрыве от забоя не меняется резко Рвх