На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Гамма-каротаж

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 13.09.2012. Сдан: 2011. Страниц: 8. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Проведение гамма-каротажа (ГК) Гамма-каротаж применяется для уточнения литологического состава пород, вскрытых скважиной, оценки глинистости пород, а также для проведения корреляции разрезов по скважинам.
     Основная  ценность гамма – метода при исследовании осадочных
горных  пород заключается в возможности  количественных определений по
его данным глинистости Сгл горных пород  или содержания в карбонатных
породах нерастворимого остатка Спо – параметров, знание которых
необходимо  при оценке коллекторских свойств  горных пород, а также при
количественной интерпретации данных других методов промысловой
геофизики.
     В основе количественных определений  лежит корреляционная связь
радиоактивности qп горных пород с содержанием в них глинистого
материала Сгл и нерастворимого остатка Спо, характеризующихся
повышенной  радиоактивностью. 

     На  рис. 1 представлена зависимость Кп=?(Кгл) и сопоставление J?отн с Кглкерн для пласта.
     
Рис. 1 Корреляционная зависимость коэффициента пористости от коэффициента объемной глинистости 

     Для освобождения геофизических параметров, в частности естественной гамма-активности J?, от влияния ошибок в масштабах записи и сдвигов нуля рекомендуется использовать их  относительные параметры.
     Для расчета двойного разностного параметра показаний гамма-метода, при построении зависимостей Кп = ?(Ј?) для коллекторов пластов используются показания ГМ в относительных единицах по одному опорному пласту:
                  
где Ј?х и Ј?оп – значения ГМ соответственно против интерпретируемых пластов и опорного глинистого пласта.

Рис. 2 Зависимости коэффициентов пористости от  относительных значений ГМ;  

     2.) Гамма-гамма-каротаж (ГГК) может использоваться как для уточнения литологического разреза скважин, оценки общей трещиноватости и пустотности пород, так и для определения объемного веса в  "сухих" скважинах (радиоизотопные определения объемного веса).
     До  начала и после проведения ГГК  в скважине, измеряют величину контрольного показания. Зонд укладывается горизонтально, на регистратор кладется эталон Zэф. Допустимое отклонение контрольного показания от значения, полученного при эталонировании, не более 5%. Градуировку проводят согласно ГОСТ 23061-78.
     При проведении ГГК в основном используется метод рассеянного первичного гамма-излучения  ГГК-П. Эталонирование аппаратуры ГГК проводят в эталонировочном устройстве, состоящем из бака с пресной водой (содержание солей не более 2 г/л). Диаметр бака не менее 0,5 м, высота столба воды в баке не менее 1 м.
     Селективная модификация ГГК. Метод позволяет определять,  например, зольность углей, а в комплексе с КС определять марку углей.
     Применение  ГГК-С решает, в общем случае, задачи по изучению вещественного, элементного  состава горных пород через определение  эффективного атомного номера Zэф.
 

Рис.2б. Петрофизическая характеристика петротипов углистых пород.
Петротипы в литологической колонке: 1 - аргиллит; 2 - аргиллит низкоуглистый; 3 - аргиллит среднеуглистый; 4 - аргиллит высокоуглистый; 5 - уголь высокозольный; 6 - уголь среднезольный; 7 - уголь низкозольный

Рис. 2.г. Связь относительных геофизических параметров с зольностью 

Метод НК
     Нейтронный  каротаж (НК) является одним из массовых методов геофизических исследований скважин. Диаграммами НК в варианте нейтрон-нейтронного метода по тепловым нейтронам (ННК-Т) охарактеризована большая часть месторождений.
     Основные  затруднения в обработке материалов. связаны с низким качеством эталонировки аппаратуры НК, не правильным выставлением масштабов записи, наличием сдвигов нуля. Все эти факторы искажают истинную нейтронную характеристику разреза. Поэтому для стандартизации кривых НК используется методика, предложенная Ш.А.Губерманом.
     Использование методики основано на постоянстве физических свойств разреза месторождения  по площади и, как следствие, правомочности  использования статистических характеристик для таких геологических разрезов.
     Методика  стандартизации кривых НК сводится к  нижеследующему. По каждой скважине с  записью НК в интервале пластов  БС, как наиболее выдержанных, рассчитывались статистические величины: среднее арифметическое значение метода Jнкср и среднее квадратичное отклонение ?ср метода по формулам (1, 2):
  (1)   
(2)

где Jнкср – среднеарифметическое значение метода НК, Jнкi – показания метода в i-ой точке разреза, ?ср – среднее квадратичное отклонение НК, n – число точек, участвующих в расчете.
     Аналогичные величины рассчитаны и в эталонной  скважине Jнксрэт и ?срэт. С помощью этих статистических характеристик разреза показания метода в каждой скважине приводились к показаниям в эталонной скважине по формуле:
                   ,    (3)
где Jнксрэт, ?срэт и Jнкср, ?ср – статистические характеристики соответственно эталонного и стандартизируемого распределений, Jнкi – показания в i-ой точке стандартизируемой диаграммы метода, Jнкст – его стандартизированное значение.
     Выбирается  эталонная скважина, где качество диаграммных материалов ННК-Т и Wв удовлетворяет технической инструкции.
     Подобная  стандартизация аналогична методу двух опорных пластов, т.е. она не изменяет характер распределения показаний метода, но ограничивает его диапазон, согласно распределению в эталонной скважине. Это дает возможность использовать данную методику при отсутствии выдержанных по площади и свойствам опорных пластов. На рис.3. на примере нескольких скважин показан механизм изменения распределений показаний метода НК.   

а)

б)

Рис. 3. Распределения показаний метода НК по скважинам месторождения: а) до стандартизации; б) после стандартизации 

     По  материалам эталонной скважины между  показаниями большого зонда НК и объемным водородосодержанием Wв получают зависимость,  
рис. 4. С помощью этой зависимости для каждого пластопересечения рассчитывается объемное водородосодержание Wв по значениям Jнкст.


Рис. 4. Корреляционная зависимость объемного водородосодержания от стандартизированного значения нейтронного метода
     На  величину водородосодержания Wв, зарегистрированного против выделенных проницаемых прослоев, влияет определяется множество факторов:
    геологических – зависящих от свойств породы (коэффициента пористости породы Кп, состава и свойств порозаполнителя, минералогического состава и объема глинистой составляющей и скелета горной породы);
    технических – зависящих от скважинных условий проведения ГИС (длины зонда, диаметров скважины dскв и прибора, минерализации промывочной жидкости; в обсаженных скважинах, так же от диаметра, толщины и материала обсадной колонны, наличия цемента в затрубном пространстве).
     Учет  всех факторов, определяющих показания  НК в отдельности трудноосуществим и в большинстве случаев может повлечь за собой внесение значительных погрешностей, ввиду отсутствия необходимой надежной априорной информации об условиях проведения ГИС.
     Поэтому в общем случае значение объемного  водородосодержания можно выразить формулой:
                          (4)
где Кп – коэффициент общей пористости породы, ?Wв – поправка, зависящая от свойств породы, аппаратуры и условий проведения ГИС.
     Коэффициент общей пористости больше коэффициента открытой пористости на величину Кпз, характеризующую долю закрытых пор в объеме породы. Для полимиктовых коллекторов Западной Сибири величина Кпз изменяется в узких пределах (1-2%) и учитывается при нахождении зависимости между значением ?Wв и геофизическим параметром, зависящим от свойств породы, так как при этом используются коэффициенты открытой пористости Кпкерн по лабораторным керновым определениям.
     Тогда, согласно формуле 4, значение ?Wв для пропластков, охарактеризованных керном, равно:
                          (5)
где Wвнк – водородосодержание, определенное по зависимости Wвнк = 47.74•Jнкст0.6845  
(рис. 5.), Кпкерн – коэффициент пористости, определенный по керну, для исследуемого пластопересечения.
 

     Таким образом, количественная интерпретация  материалов нейтронного метода выполняется в несколько этапов:
    с увязанных кривых НК снимаются значения в пределах выделенных границ проницаемых прослоев;
    для каждой скважины определяются статистические характеристики диаграмм НК (Jнкср , sнк);
    отсчеты по каждой скважине пересчитываются с помощь формул (1 - 3.) в стандартизированные значения НК (Jнкст);
    по стандартизированным значениям НК (Jнкст) с помощью статистической формулы (в нашем случае) 
    Wвнк = 47.74•Jнкст0.6845  рассчитывается значение водородосодержания Wв для каждого пластопересечения;

    определяются коэффициенты пористости Кпнк по формуле
 

Рис. 5 Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по керну и методу НК 
 

     Метод ГГК-П
     Определение коэффициента пористости для однородных пластов продуктивных отложений проводится по формуле:
                         (9)
где dм - минералогическая плотность.; dобст – стандартизованное значение объемной плотности, снятой с диаграмм ГГК-П; dж?1 г/см3 – плотность флюида, заполняющего поровое пространство породы в радиусе исследования метода ГГК-П.
     Между показаниями метода ГГК-П (?об) и коэффициентами пористости существует линейная зависимость. Ввиду плохой эталонировки приборов, наличия сдвигов нуля и неправильно выставленных масштабов записи эта зависимость является индивидуальной для каждой скважины. Установить ее возможно только в скважине, имеющей достаточный массив представительных керновых данных с широким диапазоном изменения ФЕС. Качество диаграммного материала метода ГГК-П в эталонной скважине исправляется с учетом керновых данных.
     По  методике Ш. А. Губермана осуществляется стандартизация всех диаграмм аналогично методу НК (сдвиг нуля и масштаб записи по каждой скважине приводились к эталонной скважине, где качество метода ГГК-П исправлено с учетом керновых данных), то есть показания метода пересчитываются в стандартизированные значения  
(?об > ?обст) по формулам аналогичным (1 – 3). Основанием для такой процедуры служит предположение о выдержанности плотностных свойств разреза по площади.


Рис. 6 Сопоставление коэффициентов пористости, определенных на керне и по методу ГГК-П,  

     Анализ  результатов определения  пористости
     Метод ГК является самым массовым методом исследования юрских отложений и наиболее эффективным для определения коэффициентов пористости коллекторов пластов ЮС1, ЮС2. Для этих отложений получены уверенные связи Кп=f(Ј?), отклонение от Кп по керну составляет ±1.6% абсолютных (рис.6.4.).
     Сопоставление коэффициентов пористости, определенных по ГК и по АК и ГГК-П, для всех скважин с АК и ГГК-П, вскрывших юрские отложения, так же показывает хорошую сходимость результатов: расхождения находятся в допустимых пределах ±2.0 % абсолютных (рис. 7.).

Рис. 7. Сопоставление коэффициентов пористости пластов ЮС1 и ЮС2, определенных по ГК и Кп по методам АК и ГГК-П, для скважин Тевлинско-Русскинского месторождения
     Метод НК является одним из массовых методов определения коэффициента пористости. Диаграммами метода НК охарактеризована большая часть продуктивных отложений Тевлинско-Русскинского месторождения.
     По  нейтронному методу получены достаточно уверенные результаты определения коэффициентов пористости во всем диапазоне изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов изучаемых отложений (рис. 6.8. составляет в среднем ±2.5-2.7% абсолютных. То есть погрешность определения коэффициентов пористости по методу НК выше чем по методам ПС и ГК, где среднее отклонение составило соответственно ±1.9-2.3% и 1.6-2.0% абсолютных.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.