Принципы использования ЭВМ при геофизических исследованиях скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ САРАТОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ Н.Г. ЧЕРНЫШЕВСКОГО

Кафедра Геофизики

Реферат на тему

Принципы использования ЭВМ при геофизических исследованиях скважин

Выполнил:

студент группы 632

Колмаков А.А.

Проверил:

Салтыкова Т.Б.

Саратов 2014

Содержание

1. Компьютерные технологии исследований горизонтальных скважин

2. Компьютерные технологии ГИС бурящих скважин исследований бурящих скважин - ГТИ

3. Компьютерные технологии исследований горизонтальных скважин

4. Компьютерные технологии и оборудование для исследований действующих нефтяных и газовых скважин

5. Структура геофизических исследований скважин России

6. Первичная обработка данных при исследовании скважин

7. Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

8. Новейшие технологии ГИС, созданные в России

9. Компьютерные технологии и оборудование для исследований действующих нефтяных и газовых скважин

10. Новейшие технологии ГИС, созданные в России

11. Задачи и перспективы развития ГИС в России

12. Новые геологические задачи

Заключение

Список литературы

1. Компьютерные технологии исследований горизонтальных скважин

геофизический скважина горизонтальный компьютерный

Компьютерные комплексы для ГИС включают:

комплект модульных программно-управляемых скважинных приборов основных количественных методов ГИС с базовым и скважинным метрологическим обеспечением, позволяющий реализовать широкий комплекс исследований разведочных скважин за 2-3 рейса;

компьютерные наземные регистрирующие лаборатории с бортовыми вычислительными комплексами;

программное обеспечение для регистрации и экспресс-обработки получаемых геофизических данных на скважине.

Помимо традиционного ранее для России комплекса массовых исследований, компьютерные технологии ГИС включают аппаратуру компенсированного нейтронного и акустического каротажа, литоплотностной каротаж, кислородно-углеродный каротаж, спектральный гамма-каротаж, многозондовые и многочастотные электромагнитные имиджеры (ИКЗ, ВИКИЗ).

2. Компьютерные технологии геолого-технологических исследований бурящихся скважин - ГТИ

Комплексы для ГТИ включают:

комплекс современных датчиков параметров процесса бурения;

компьютеризованную аппаратуру для экспресс-анализа флюидов, шлама и керна, газового каротажа;

компьютерную регистрирующую лабораторию с бортовыми вычислительными комплексами;

программное обеспечение для регистрации и обработки данных ГТИ.

Реализуется параметрический ряд станций ГТИ различного назначения и с различным набором аппаратурно-программных средств для всех категорий скважин.

Аппаратура и программное обеспечение комплексов ГТИ позволяет использовать их также для контроля и управления процессом цементирования скважин.

3. Компьютерные технологии исследований горизонтальных скважин

В силу особенностей геологических разрезов и технологий проводки скважин в период массового бурения кустовых наклонно-направленных скважин, в России были разработаны оригинальные технологии бескабельного каротажа таких скважин (ВНИИГИС, ДОАО“Газпромгеофизика”, НПФ “Геофизика”).

Ввиду невозможности использования с применявшимися у нас типами промывочных жидкостей гидравлического канала связи “Забой-Устье”, более 25 лет назад в России (ВНИИГИС) была разработана и получила широкое применение технология проводки и исследования таких скважин с использованием электромагнитного канала связи. Позднее такая технология начала применяться Западными компаниями.

Эта же технология стала широко применяться и при бурении горизонтальных скважин (ГС). Появились сейчас отечественная и импортная аппаратура с гидравлическим каналом связи.

Наряду с технологиями исследований горизонтальных скважин (ГС) с гидравлическим и электромагнитными каналами связи “Забой-Устье”, в России разработаны и получили применение новые, оригинальные технологии исследований ГС:

Технология “Горизонталь” с использованием кабеля со специальными переводниками (НПФ “Геофизика”);

Технология исследований на специальном жестком каротажном кабеле, эффективная при бурении скважины в твёрдых породах (“Татнефтегеофизика”);

Технология исследований с комбинированным каналом связи, применяемая в глубоких скважинах и при наличии в разрезе соляных пластов (ДОАО“Газпромгеофизика”, ВНИИГИС);

Технология исследований горизонтальных скважин с помощью автономных аппаратурно-методических комплексов “АМАК-Обь” (НПЦ “Тверьгеофизика”, ДОАО“Газпромгеофизика”,).

Аппаратурно-методический комплекс “АМАК-Обь” при перемещении с помощью бурильных труб осуществляет исследования скважин полным комплексом ГИС, таким же, как в вертикальных скважинах, с автономной записью внутри прибора.

Последние две технологии реализуются с помощью компьютерных станций ГТИ-ГИС.

Благодаря переходу на компьютерные технологии ГИС и ГТИ обеспечиваются:

повышение в 2 раза производительности ГИС и сокращение срока исследования скважин;

интегрированная обработка ГИС и ГТИ с целью повышения их информативности;

оптимизация проводки скважин и режимов бурения по данным ГТИ;

метрологически обеспеченная информация в стандартах и форматах, пригодных для международного аудита;

экспресс-обработка данных на скважине для принятия оперативных решений.

4. Компьютерные технологии и оборудование для исследований действующих нефтяных и газовых скважин

Компьютерные комплексы ГИС для действующих нефтяных и газовых скважин включают набор высокочувствительных датчиков (дебита, температуры, давления, состава потока, ГК, акустических шумов, локатор муфт и др.) в модульном исполнении с единым интерфейсом и наземный аппаратурно-программный комплекс с бортовыми вычислительными средствами (ДОАО“Газпромгеофизика”, СКТБ “Геотрон”, НПФ “Геофизика”). Компьютерные комплексы ГИС для действующих газовых скважин (ДОАО “Газпромгеофизика”) обеспечиваются параметрическим рядом специальных лубрикаторов и вспомогательным наземным оборудованием. В комплекс исследований действующих скважин входит малогабаритный импульсный генератор нейтронов, спускаемый через НКТ.

5. Структура геофизических исследований скважин в России

В последние годы существенно изменилась структура геофизических исследований скважин в России. Если ранее более половины объемов ГИС приходилось на исследования в открытом стволе бурящихся скважин, то сейчас более половины всех работ по ГИС приходится на исследования обсаженных скважин с целью контроля за разработкой месторождений, контроля технического состояния скважин, обеспечения ремонтных работ.

Структура объемов ГИС в России, %
	1990 г.	1997г.
Геофизические исследования в открытом стволе	52	23
Геофизические исследования в обсаженных скважинах	25	53
Прострелочно-взрывные работы	11	13
Геолого-технологические исследования	6	5
Испытание пластов на трубах	5	3
Прочие работы	1	1

Геофизические исследования в обсаженных скважинах выполнены в 1997 году по Минтопэнерго РФ - в 42800 скважинах на нефтяных месторождениях, в ОАО “Газпром” - в 1128 скважинах на газовых месторождениях и ПХГ. Это связано, с одной стороны, с ростом значения контроля за разработкой месторождений нефти и газа на поздних стадиях их разработки, с другой стороны, с необходимостью более эффективного использования действующих скважин. -[1]

6. Первичная обработка данных при исследовании скважин

Цель и задачи первичной обработки является: считывание данных геофизического каротажа с приборов в виде “время- данные ГИС”. Оценка качества записи данных ГИС. Привязка к данным “время-глубина” данных ГИС. Вывод конечных данных “глубина-данные ГИС” в файл для передачи в КИП для дальнейшей интерпретации.

Новая программа Geowise в отличие от предшественников является простой и информативной в обращении на скважине. Программа сделана для работы в любой оболочке Windows и не требует дополнительных программ для первичной обработки данных каротажа в отличии от предыдущих программ Log_hnew, RealDept.Привязка по глубине осуществляется по данным станции Разрез-2, которая предоставляет файл перемещения тальблока во времени. Из которого соответственно высчитывается изменение положения прибора по времени -глубине.

В расчете параметра “время-глубина” в отличии от предшествующих программ в обработку берется только два параметра ГТИ: вес и ход тальблока.

Геофизик работает в одном окне где все операции производятся последовательно:



При первичной обработке на скважине так же можно оценить качество записи параметров всех приборов:

А так же просмотреть увязку по глубине всех методов каротажа:



После чего формируются файлы Las для отправки в КИП и дальнейшей интерпретации.

7. Методика интерпретации данных ГИС в горизонтальных скважинах

Решение геологических задач осуществляется путем интерпретации данных ГИС. С помощью современных методических и технических средств, с привлечением геологических материалов (результаты испытания в открытом стволе и колонне, промывочных жидкостей и т.д.), полученных по данной скважине, а также по скважинам, расположенным в пределах изучаемой площади и соседних площадей со сходными геолого-геофизическими условиями.

Интерпретация результатов исследований скважин по проектируемым работам будет производиться на персональном компьютере по системе “СИАЛ”.

Назначение.

Проведение обработки на ПЭВМ данных геофизических исследований скважин с целью получения информации о литологии разреза, наличии коллекторов, характере и степени их насыщения, фильтрационно-емкостных свойствах.

Считывание, просмотр, корректировка, подготовка в требуемых форматах исходных кривых и результатов обработки данных ГИС по фондовым и архивным скважинам для формирования баз данных.

Получение информации о литологии, насыщении, коллекторских свойствах пластов при построении детальных геолого-геофизических моделей месторождений, залежей, участков.

Обоснование параметров для подсчета запасов и составления технологических схем разработки, формирование планшетов.

Оперативная обработка и интерпретации данных ГИС и выдача заключений любой формы по разведочным и эксплутационным скважинам, в том числе и на борту каротажной станции при работе на скважинах.

Применение.

Система СИАЛ-ГИС реализует непрерывный, полностью автоматизированный процесс обработки по скважине, от каротажных кривых на входе, представленных в различных форматах, в том числе LAS- формате, до традиционного заключения любой формы на выходе, включая все необходимые этапы интерпретации.

Наряду с традиционными алгоритмами, реализующими основные этапы интерпретации в любом районе, система содержит эффективные решения специфических задач, актуальных в Западной Сибири с учетом специфики комплекса измерений и геологических особенностей района работ.

Система имеет петрофизическое обеспечение по большинству нефтяных месторождений Западной Сибири, находящихся в стадии эксплуатационного разбуривания (более 200 месторождений). Кроме того, пользователю предоставляется возможность самостоятельно заносить любые петрофизические зависимости, в том числе с привлечением данных акустики, плотностного много зондового нейтронного каротажа.

В системе реализован интерактивно-графический режим, обеспечивающий широкие возможности просмотра и корректировки на экране исходных данных, промежуточных и окончательных результатов. Налаженный интерактивно-графический диалог с геофизиком в процессе интерпретации значительно повышает качество и производительность работы интерпретатора, способствует его творческому участию в процессе обработке.

Система обеспечивает быструю и качественную обработку больших объемов ГИС при меньшей по сравнению с другими комплексами трудоемкости, обеспечивает возможность многовариантной интерпретации и пере интерпретации с любого этапа обработки. Все это особенно актуально для районов Западной Сибири с их огромными объемами эксплуатационного и разведочного бурения.

Система легко стыкуется с любыми другими системами через международный LAS-формат.

Система легко запускается и осваивается интерпретаторами.

Система постоянно совершенствуется, легко дополняется новыми задачами и возможностями.

Заключение можно представить в табличном и графическом виде.

Пористость определяется по данным АК, НКТ и ГГК с учетом определения глинистости по диаграммам ПС и ГК. Интерпретация проводится с использованием графиков зависимости изменения глинистости и пористости с глубиной, построенных по данным анализа керна для Федоровского месторождения. Определение параметра пористости РП проводится при помощи графиков зависимости изменения РП с увеличением КП, с учетом литологического типа пород. Для расчета УЭС водоносных пластов (ВП = РП В) используются значения В, определенные по известной минерализации пластовых вод установленные в лабораторных условиях.

Коэффициент водонасыщения определяется по графику зависимости параметра насыщения РН от коэффициента водонасыщения КВ, с учетом типа коллекторов.

При интерпретации материалов ГИС определяются следующие основные параметры:

Эффективная мощность пласта;

Коэффициент пористости;

Коэффициент нефтенасыщения;

Определение эффективной мощности пласта.

В данном случае под эффективной мощностью понимается мощность пласта выше ВНК за вычетом мощности прослоев неколлекторов (глинистых, непроницаемых и др.), а также части мощности коллекторов, не удовлетворяющей требованиям кондиции по пористости, проницаемости и нефтенасыщенности. В водонефтяной зоне эффективная (нефтенасыщенная) мощность определяется в интервале от кровли пласта до поверхности ВНК.

Определение коэффициента пористости (КП).

Проводится по диаграммам нейтронного и акустического каротажа с учетом уже определенного коэффициента глинистости. Дальнейшая интерпретация основана на методике Ахиярова В.Х.

Глинистость коллекторов определяется по ПС и ГК с использованием графика зависимости изменения глинистости с глубиной.

Установлено, в пределах коллекторов, т.е. в пределах минимальной и максимальной глинистости, ПС и ГК ограничиваются значениями: 1,0? бПС ?0,2; 0,8?JГЛ ?0; где JГЛ - разностный параметр.

, (6.2)

Общая схема интерпретации одинакова для ПС и ГК и заключается в следующем. На диаграммах ПС и ГК проводится по две опорные линии, соответствующие линии чистых песков (бПС =1,0; JГЛ = 0) и глин (бПС = 0,2; JГЛ = 0,8). Между этими линиями устанавливается линейная шкала глинистости совмещением крайних значений данных керна на глубине изучаемого пласта с опорными линиями. Опорные линии соответствуют чистым неглинистым песчаникам.

Точность определения КГЛ по двум методам можно считать хорошей, если разница между значениями, полученными по ГК и ПС, не превышает среднеквадратичного значения глинистости данного литологического типа. Далее по диаграммам нейтронного каротажа ведется расчет пористости.

Общая формула определения пористости по НК следующая:

КП = - ГЛ КГЛ , (6.3)

где: и ГЛ - соответственно суммарное водородосодержание изучаемого пласта и водородосодержание объема глинистого материала в коллекторе;

КГЛ - глинистость коллектора.

Значения и КГЛ определяются по данным каротажа, а ГЛ по среднестатистическим данным.

Для полимиктовых коллекторов:

, (6.4)

Подставляя ГЛ из 6.4 в 6.3 получим:

, (6.5)

где: - минимальная глинистость на глубине погружения H изучаемого пласта

Суммарное водородосодержание изучаемого пласта определяется по логарифмической шкале, устанавливаемой по результатам эталонирования аппаратуры или по двум опорным пластам.

Определение пористости по акустическому каротажу сводится к следующему:

Для определения пористости глинистых коллекторов обычно применяется формула:

, (6.6)

где: tСК, tЖ, tГЛ - соответственно интервальные времена прохождения волн в скелете породы, порозаполняющей жидкости и глинистом материале.

Второй член уравнения определяется по среднестатистическим данным и соответствует:

, (6.7)

Тогда расчетная формула для определения пористости принимает следующий вид:

, (6.8)

Для полимиктовых коллекторов с учетом результатов исследований при расчетах принимается: tСК = 170 мкс/м; tЖ = 645 мкс/м.

Литотип коллекторов определяется с помощью значений бПС и UПС, где бПС - отношение амплитуды UПС изучаемого пласта к опорному (чистый неглинистый песчаник). Если бПС 0,7 - песчаник, 0,4 бПС 0,7 - алевролит, 0,2 бПС 0,4 - глинистый алевролит.

Определение КН и характера насыщения коллекторов.

По известному значению КП определяется параметр пористости РП. Далее определяется УЭС водоносного пласта по формуле:

ВП = РП В , (6.9)

где: РП - параметр пористости;

В - УЭС воды.

По известному значению УЭС водоносного пласта можно определить параметр насыщения РН по формуле:

РН = НП / ВП, (6.10)

где: НП - УЭС незатронутой проникновением фильтрата ПЖ части пласта;

ВП - УЭС водоносного пласта.

По полученному значению, при помощи графика зависимости РН = f (КВ) определяются коэффициенты водонасыщения и нефтенасыщения, связанные между собой следующим соотношением:

КНГ = 1 - КВ , (6.11)

Для определения характера насыщения и коэффициента нефтенасыщения необходимо знать УЭС пластов. В таблице 6.1 приведены значения параметра насыщения РН для определения характера насыщения.

Таблица 6.1.

Зависимость характера насыщения коллекторов от парметра насыщения.

Порода, литотип	Характер насыщения
	нефть	неясно	вода
Песчаник Алевролит глинистый алевролит	РН 3 РН 2 РН 1,2	3 РН 2 2 РН 1,2 1,2 РН 1,0	РН ? 2 РН ? 1,2 РН ? 1,0

Для глинистых и сильно глинистых коллекторов эффективна методика определения характера насыщения, основанная на отношении показаний малых градиент-зондов К1,05/ К0,45 против исследуемого пласта с учетом бПС.

При отношении:

1,66 - коллектор нефтенасыщен;

1,661,26 - зона неоднозначности;

1,26 - коллектор водонасыщен.

При определении характера насыщения учитываются показания термометрии. При проявлении термоанамалии т.е. понижение температуры в коллекторе, то исследуемый интервал выделяют как обводненный, хотя и имеет высокие сопротивления флюидов насыщения.

8. Структура службы ГИС в России

В 1997 г., несмотря на экономические трудности, производственные геофизические организации нефтегазовой отрасли сохранили свой потенциал и объемы работ. Функционировало 1200 отрядов (партий), в т.ч. 360 - по исследованиям бурящихся скважин, 110 - ГТИ и газовый каротаж, 620 - ГИС-контроль, перфорация и интенсификация притоков, 110 - комплексных и специальных. Экономическое преобразования последних лет вызвали значительные изменения в организации геофизических работ в России. Геофизические предприятия сейчас управляются государственными ведомствами (Минтопэнерго, МПР) не административно, а только через участие в их акционерном капитале и в советах директоров. Изменились организационно-правовые формы предприятий геофизической службы России:

Крупные геофизические предприятия системы бывшего Миннефтепрома и Министерства геологии прошли акционирование и приватизацию, при этом доля государства в их акционерном капитале не превышает 40%.

Ряд геофизических предприятий вошли в состав вертикально-интегрированных нефтяных компаний (“Сургутнефтегеофизика” в НК “Сургутнефтегаз”, “Ноябрьскнефтегазгеофизика” в НК “Сибнефть”, “Томскнефтегеофизика” в Восточную нефтяную компанию, Центр геоинформации Томское отделение в Сибирский научно-исследовательский холдинг НК «СИБНЕФТЬ», “Тюменьнефтегеофизика” в Тюменскую нефтяную компанию, “Башнефтегеофизика” в НК “Башнефть”, “Татнефтегеофизика” в НК “Татнефть”).

Создана, впервые в России, интегрированная геофизическая компания с собственной научной и приборостроительной базой путем развития научно-технического потенциала ДОАО “Газпромгеофизика”, ОАО “Газпром”.

Решение задач устойчивого развития ОАО “Газпром” потребовало создания новой структуры геофизической службы газовой отрасли, способной собственными силами обеспечить все виды производственных геофизических работ, от разведки до мониторинга и весь инновационный цикл - от НИОКР до широкого производственного применения достижений научно-технического прогресса. Формирование новой структуры геофизической службы отрасли осуществлено руководством ОАО “Газпром” на базе развития ДОАО “Газпромгеофизика” и включения в его состав ведущих научных коллективов России в области геофизических методов исследований, строительства, заканчивания скважин, подсчета запасов УВС: НПЦ “Тверьгеофизика”, “ВНИПИвзрывгеофизика” и сейсморазведочного предприятия “Костромагеофизика”.

9. Компьютерные технологии и оборудование для исследований действующих нефтяных и газовых скважин

Компьютерные комплексы ГИС для действующих нефтяных и газовых скважин включают набор высокочувствительных датчиков (дебита, температуры, давления, состава потока, ГК, акустических шумов, локатор муфт и др.) в модульном исполнении с единым интерфейсом и наземный аппаратурно-программный комплекс с бортовыми вычислительными средствами (ДОАО“Газпромгеофизика”, СКТБ “Геотрон”, НПФ “Геофизика”). Компьютерные комплексы ГИС для действующих газовых скважин (ДОАО “Газпромгеофизика”) обеспечиваются параметрическим рядом специальных лубрикаторов и вспомогательным наземным оборудованием. В комплекс исследований действующих скважин входит малогабаритный импульсный генератор нейтронов, спускаемый через НКТ (ВНИИЯГГ, “Татнефтегеофизика”).

10. Новейшие технологии ГИС, созданные в России

Различие условий, традиций, научных школ обусловило оригинальность пути развития российской геофизики и позволило, как это было и ранее (импульсные генераторы нейтронов, ядерно-магнитный каротаж, гидродинамический каротаж, исследования скважин через НКТ, ВСП и др.), предложить ряд новых технологий, представляющий интерес для мирового технического сообщества. Ряд из них (технологии исследования горизонтальных скважин, ГТИ и др.) выше упоминались. Здесь хотелось бы особо отметить технологию определения начальной и текущей нефтенасыщенности пластов-коллекторов на основе анализа различных типов волн акустического многоволнового каротажа. Эта технология, впервые представляющая альтернативу методу Арчи, предложена и разработана в РГУ НГ. Особое значение она может получить в обсаженных скважинах, в комплексе с кислородно-углеродным -каротажем и другими методами, для анализа разработки нефтяных и газовых месторождений. Для реализации этой технологии используется специально разработанная аппаратура многоволнового акустического каротажа (НПЦ “Тверьгеофизика”,ДОАО “Газпромгеофизика”). Для доизвлечения остаточных запасов нефти и газа, наряду с этой технологией, будет весьма перспективна технология их оценки на основе изучения пространственной неоднородности залежей на базе интегрированной обработки данных ГИС (РГУНГ им. Губкина…).

11. Задачи и перспективы развития ГИС в России

Дальнейшее развитие нефтегазового комплекса России требует вовлечения в разведку и разработку новых, сложнопостроенных по типам коллекторов и флюидных систем, перспективных отложений. К ним относятся:

месторождения, приуроченные к коллекторам трещиннного типа (рифейские отложения Юрубчено-Тахомской зоны Восточной Сибири и др.);

глинистые песчаники в тонкослоистых разрезах (ачимовская свита и юра Западной Сибири и др.);

битуминозные коллекторы (месторождения Урало-Поволжья, бажениты Западной Сибири) и др.

12. Новые геологические задачи

Крайне важна разработка методик количественного изучения углеводородных залежей со сложным и смешанным составом флюидальных систем (газ с высоким, предкритическим содержанием конденсата, жидкий конденсат, нефть). Такими сложными характеристиками отличаются весьма значительные по запасам жидких углеводородов залежи ачимовской толщи Западной Сибири, залежи в глубокозалегающих подсолевых отложениях Прикаспийской впадины и другие. Для решения этих проблем необходимо использование новых методов и методик ГИС. Представляется перспективным использование ядерно-магнитного каротажа в искусственных полях, различных по физической основе имиджеров и сканеров, геохимического каротажа. Главной, на наш взгляд, концептуальной проблемой для развития ГИС является более глубокое, теоретическое и экспериментальное познавание физической сущности отдельных геофизических методов, их функциональных связей с отдельными характеристиками пород и флюидов, и их синергетическое использование для создания искомого геологического образа.

В последние годы на месторождениях и ПХГ получают распространение новые технологии и конструкции при строительстве скважин. К ним относятся:

высокопроизводительные скважины большого диаметра на месторождениях и ПХГ;

разведочные и эксплуатационные скважины на глубокозалегающие (более 5 км) перспективные отложения, в том числе с АВПД и высоким содержанием Н₂S;

поисково-разведочные скважины малого диаметра (120 мм и менее), в том числе бурящиеся с использованием технологии “КОЛ-ТЬЮБИНГ”;

горизонтальные скважины и горизонтальные боковые стволы из скважин эксплуатационного фонда.

Все эти технологии и конструкции при строительстве скважин требуют соответствующего обеспечения аппаратурой и технологиями ГИС, пригодными для этих условий и геометрии измерений.

13. Интеграция различных методов исследований

Значительные перспективы открывает комплексирование и интеграция различных видов исследований скважин и геологических объектов и создание интегрированных компьютерных комплексов для их реализации с целью решения различных геологических и технологических задач. К их числу следует отнести создаваемые в России:

интегрированные компьютерные станции, обеспечивающие проведение геолого-технологических и геофизических исследований (система ГТИ-К);

интегрированные компьютерные станции для проводки, геолого-технологических и геофизических исследований горизонтальных скважин, в том числе с использованием автономных геофизических приборов;

интегрированные компьютерные станции для ГИС, ГТИ, ВСП в процессе бурения и межскважинных геофизических исследований;

интегрированные аппаратно-методические комплексы для долговременных геофизических, геохимических и газогидродинамических исследований скважин, пласта, залежи и структур объектов исследований объектов УВС и ПХГ с целью экологического мониторинга и охраны окружающей среды;

система интегрированной интерпретации данных ГИС, керна, испытаний, полевой геофизики и геофизического контроля за разработкой, с целью использования геолого-геофизической информации для построения геолого-геофизических и газогидродинамических моделей объектов УВС и ПХГ.

Заключение

Внедрение новых технологий в области геофизических методов исследования скважин позволяют проводить масштабные исследования, с высокой точностью определять конструкции скважин и породы из которых они слагаются. Современные автоматизированные приборы позволяют избегать аварии на производстве, а что самое главное уменьшить затраты по проведению исследований.

Список использованной литературы

1. Э. Е. Лукьянов АО "Геоэлектроника Сервис", Р. Т. Хаматдинов АО НПЦ "Тверьгеофизика", К. Н. Каюров фирма "Луч", г.Новосибирск, И. Ф. Попов трест "Сургутнефтегеофизика" ОАО "СНГ". Каротажник, выпуск 30, 1997г.

2. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. Методическое руководство / Ред. Эпов М.И., Антонов Ю.Н. Новосибирск: НИЦ ОИГГМ СО РАН, Издательство СО РАН, 2000, 122 стр.

3. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика", ЗАО НПК "Геоэлектроника Сервис" Технология производства геофизических работ аппаратурой АМАК- “ОБЬ”. ТВЕРЬ, 2000г.

4. ОАО НПЦ "Тверьгеофизика" Руководство по первичной обработке геофизических данных АМАК-"ОБЬ". ТВЕРЬ, 2000г.

5. Е. Г. Нежданова, Е. В. Ошибков, Е. Г. Самсоненко АО СИАЛ. Автоматизированная система обработки и интерпретации данных ГИС нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Каротажник, выпуск 30, 1997г.

6. Методические указания по проведению геофизических исследований поисково-разведочных нефтегазовых скважин в Западной Сибири и геологической интерпретации получаемых материалов. Калинин, изд. ВНИГИК, Главтюменьгеология, 1986. 111 с. Авторы: Абдухаликов Я.Н., Головацкая И.В., Ручкин А.В., Фоменко В.Г., Ахияров В.Х., Нелепченко О.М.

7. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М, «Недра», 1975. 344 с.

8. http://www.raen.ru/index.php?sub_cat=39&cat=4

9. http://geo.com.ru/db/msg.html?mid=1161636&uri=page...

Размещено на Allbest.ru

...