Заказать работу


Тип работы:
Предмет:
Язык работы:


ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНЕРАЛОГИЧЕСКОГО СОСТАВА ОТЛОЖЕНИЕ МЕТОДОМ ГАММА-ГАММА ПЛОТНОСТНОГО ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО КАРОТАЖА

Работа №37539
Тип работыДипломные работы, ВКР
Предметгеология и минералогия
Объем работы68
Год сдачи2019
Стоимость4900 руб.
ПУБЛИКУЕТСЯ ВПЕРВЫЕ
Просмотрено 62
Не подходит работа?

Узнай цену на написание

Введение 9
Глава 1 Объект исследования 12
1.1 Общие сведения 12
1.2 Особенности геологического строения Чаяндинского НГКМ 13
Глава 2 Аппаратный комплекс ГГКП-Л 26
2.1 Физические основы 26
2.2 Характеристика аппаратуры 32
Глава 3 Методика обработки данных 36
3.1 Общая информация 36
3.2 Описание геофизического каротажа 38
3.3 Описание программного обеспечения 41
3.3.1 Теория линейной инверсии 41
3.4 Использование программы 43
3.5 Приложения и примеры 45
3.5.1 Пермский бассейн, Западный Техас 46
3.5.2 Пенсельванский песчаник, Канзас 47
3.5.3 Тенденции осадконакопления / диагенетического состава 48
3.6 Краткие выводы 54
Глава 4 Обработка данных 56
4.1 Исходные данные 56
4.2 Обработка в МинИнвершн 57
4.3 Результаты 59
Заключение 66
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 67



Данная выпускная квалификационная работа написана по материалу, переданному мне от ООО «ТНГ-групп».
В нефтепромысловой интерпретации материалов ГИС основное внимание уделяется определению количества и типа флюидов в пластах. При этом, предполагается, что эффекты скелета породы определены и учтены посредством априорных знаний о минералогии коллектора или посредством комбинаций каротажных измерений, которые автоматически компенсируют минеральные эффекты. При поисках и разведке, и последующей разработке твердых полезных ископаемых определение минерального состава является первостепенной задаче, а оценка пористого пространства, зачастую менее важная. Хорошо известно, что знание минерального состава коллектора помогает понять историю осадконакопления, первичное и вторичное распределение пористости, способы разработки и оценить тем самым потенциальные выгоды эксплуатации залежи (месторождения). Математические уравнения связывающие петрофизические характеристики с минеральным составом пород идентичны как для твердых и так и для жидких и газообразных полезных ископаемых. Таким образом, результаты литологического или минералогического определения состава пород, вмещающих полезные ископаемы методами петрофизического анализа сами по себе заслуживают внимания.
Согласно определению, минерал - это природное неорганическое соединение с определенной химической формулой и кристаллической структурой. Элемент является основным компонентом химического состава. Основными элементами являются железо (Fe), кальций (Ca), углерод (C) и кислород (O). Многие природные минералы негомогенны по содержанию химического элемента, поэтому их химический состав немного меняется. Известными минеральными соединениями являются кварц (SiO2) и кальцит (CaCO3). Горные породы представляют агрегат из смеси минералов, при этом один минерал может быть доминирующим. Например, в традиционном понимании песчаники в представлены в основном кварцем (SiO2), при этом доле других минералов может составлять до 50 %. Например, песчаники могут быть сложены в основном полевым шпатом с небольшим количеством кварца. Общий термин для карбонатных пород «известняк» может лишь свидетельствовать о содержании в нем минерала кальцит (CaCO3) как доминирующего, но другие минералы могут быть смешаны с ним. Большинство пород имеют широкий спектр минералов, и доля каждого минерала в породе может варьироваться в широких пределах от одного образца к другому.
Минералы часто описываются и идентифицируются по их твердости, магнитному отклику, цвету, блеску, прожилкам, расщеплению, кристаллической форме, удельному весу, реакции на кислоту или даже их вкусу и запаху. Эти термины бесполезны для петрофизического логарифмического анализа, который опирается на физические свойства, которые могут быть измерены дистанционно в стволе скважины, такие как плотность, скорость звука, нейтронный и гамма-излучение или электрическое сопротивление.
Различные типы каротажей полезны в определении минералогии. Акустические, плотностные, нейтронные, естественные гамма-лучи, фотоэлектрические, спектральные естественные гамма-лучи, индуцированные гамма-лучи (спектроскопия захвата элементов) и реже каротажи удельного сопротивления используются индивидуально или в комбинациях для идентификации минерального состава в породе.
Типы горных пород, которые возможно идентифицировать с помощью каротажных кривых, зависят от используемой аппаратуры, типа бурового раствора и знаний о локальной зоне проникновения. В обломочных и карбонатных разрезах обычно легко устанавливается присутствие кварца, сланцев, известняка, доломита, ангидрита, углей, пирита, глауконита или сидерит, а также иные тяжелые минералы, соли натрия и калия, сульфаты (гипс и ангидрит) и ряд более редких минералов, таких как флюорит или барит, при условии, что минералы встречаются как смеси только нескольких компонентов, а качество каротажа оценено как удовлетворительное.
Глинистые минералы, такие как монтмориллонит, иллит и хлорит, можно отличить, если имеются специальные каротажные кривые (например, спектральная гамма съемка). Это же относится к каолиниту и полевым шпатам. Радиоактивные минералы, такие как уранит, также не являются исключением, и их скопления идентифицируются по комплексированию стандартных и специальных ГИС.
В настоящей работе основное внимание уделено изучению минералогии эвапоритового бассейна. Керновые исследования при бурении нефтяных и газовых скважин обычно редки, поскольку солевые минералы быстро растворяется в большинстве буровых растворов. Только небольшая часть любого подземного слоя эвапоритов может быть изучена непосредственно. Несколько иная ситуация наблюдается при добыче соли и калия шахтным способом, когда керны обычно собираются перед забоем для определения протяженности и толщины нерудной залежи. Все чаще калиброванные по керну кривые ГИС заменяют необходимость расширенного отбора керна при установлении и прогнозировании нерудного тела.
Многие свойства эвапорита могут быть установлены путем изучения набора обычных каротажных кривых. Многие пласты эвапоритов содержат только один или два доминирующих минерала, не имеют свободных поровых флюидов и имеют незначительную пористость. Это значительно упрощает интерпретацию материалов ГИС и повышает надежность выводов в отношении минералогии. Мощные толщи пластовых эвапоритов будут показывать один и тот же характерный набор откликов на ГИС не только локально, но и по мнению некоторых авторов во всем мире (например, Serra, 1984, p. 173; Warren, 2006, Chapter 10). Наиболее распространенными материалами ГИС для изучения эвапоритов являются каверномеры и профилимеры, электрические, плотностные, нейтронные, акустические, фотоэлектрические и спектральные гамма каротажи.
В качестве примера, ниже приведены данные интерпретации ГИС для эвапоритового пермского бассейна Канзаса, США. Данные применимы и к иным эвапоритовым бассейнам.
Эвапоритовые минералы, содержащие калий (сильвинит, карналлит, лангбейнит, полигалит и каинит), показаны в глинистых разрезах увеличением гамма-излучения, вызванного радиоактивным изотопом калия-40.
Галит (NaCl) имеет очень низкий отклик гамма-излучения, нейтронную пористость (эквивалент известняка) -3%, объемную плотность 2,04 г/см3 (39% эквивалентная пористость известняка) и фотоэлектрический фактор 4,7 барн/электрон.
Ангидрит (CaSO4) имеет очень низкую реакцию гамма-излучения, пористость нейтронов (известняк-эквивалент) -2%, объемную плотность 2.98 г/см3 (-16% известняк- эквивалентная пористость), и фотоэлектрический фактор 5.1.
Гипс (CaSO4х2H2O) имеет очень низкий отклик гамма-излучения, нейтронную пористость (эквивалент известняка) около 60%, объемную плотность 2,35 г/см3 (21% эквивалентная пористость известняка) и фотоэлектрический фактор 4,0.

Возникли сложности?

Нужна помощь преподавателя?

Помощь в написании студенческих
и аспирантских работ!


Данная программа обладает развитым пользовательским интерфейсом, возможностью
инверсии и рядом других преимуществ, то дальнейшее развитие данной программы
подразумевает расширении библиотеки инвертированных данных. Это возможно благодаря
открытому коду и библиотеке. Также возможно будет проводить синтетику каротажных
данных при наличии петрофизических и керновых исследований.
Кроме того, МинИнвершн облегчает изучение тенденции осаждения, которые влияют
на пористость данных, генерируя графики совместное распределение вероятностей
измеренной пористости и составляющих породы. Программа вводит легкость и гибкость в
решении задач анализа минерального состава и осадочных или диагенетических процессов.
влияние состава пород на пористость с использованием геофизических данных, что в свою
очередь поможет в принятии лучшего решения при разведке недр, особенно когда анализ
композиции сопоставляется с другими типами данных.


Антонова Т.Ф., Килина Л.И., Мельников Н.В. Флюидоносные комплексы в
Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Труды СНИИГГиМСа. – 1977. - Вып. 254. -
С. 75-79.
2 Аппаратура плотностного гамма-гамма каротажа нефтегазовых скважин.
Параметры, характеристики, требования. Методы контроля и испытаний. СТ ЕАГО-030-01.
М.,1996г
3 Гулин Ю. А. Гамма-гамма метод исследования нефтяных скважин. – М.,Недра,
1975г., 160 с ил.
4 Двухканальная радиометрическая аппаратура НК и ГГК./ Ю.А.Гулин,
Ю.И.Соколов, А.Ф.Ведехин и др. – В сб.”Вопросы разработки нефтяных месторождений и
добычи нефти. Уфа, 1961г.
5 Дядькин И.Г. К теории гамма-гамма каротажа буровых скважин. – “Изв. АН
СССР. Cер. геофизическая”, 1955, 4.
6 Конторович В.А., Беляев С.Ю., Конторович А.Э. Критерии классификации
платформенных структур // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -
2004. - № 1. - С. 47-58.
7 Методические указания по проведению плотностного гамма-гамма каротажа в
нефтяных и газовых скважинах аппаратурой СГП2-АГАТ и обработке результатов
измерений./ Р.Т.Хаматдинов, А.Ф.Зотов, Ф.Х.Еникеева. – Калинин, ВНИГИК, 1988г.
8 Природные резервуары рифей-венд-кембрийского осадочного бассейна юга
Сибирской платформы: особенности строения и закономерности размещения / О.В.
Постникова, Л.Н. Фомичева, Л.В. Соловьева, В.В. Пошибаева, Е.С. Коновальцева // Геология
нефти и газа. – 2010. – 6. – С. 54–64.
9 Рыжов А.Е. Типы и свойства терригенных коллекторов венда Чаяндинского
месторождения // Вести газовой науки. – 2013. – № 1 (12). – С. 145–160.
10 Современная геолого-геофизическая модель Чаяндинского
нефтегазоконденсатного месторождения / С.Г. Крекнин, А.В. Погрецкий, Д.Н. Крылов, В.Ю.
Трухин, Н.Р. Ситдиков // Геология нефти и газа. 2016. – № 2. – С. 44–55.
11 Теоретические и экспериментальные исследования при разработке образцов
плотности для метрологического обеспечения плотностного гамма-гамма каротажа
нефтяных и газовых скважин./ Р.Т.Хаматдинов, В.Е.Камаев, В.А.Велижанин, А.Ф.Зотов –
Деп.ВИНИТИ, №8572-В, 1985г.
12 Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ
приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах.- М., 2001г.68
13 У. Фано, Л. Спенсер, М. Бергер. Перенос гамма-излучения. – М., Госатомиздат,
1963.
14 Bertozzi W., Ellis D.V., Wahl J.S. The physical foundation of formation lithology
logging with gamma rays. – Geophysics, vol. 46, no. 10, 1981, p.1439-1455.
15 Doveton, J.H. Compositional Analysis of Mineralogy. In Principles of Mathematical
Petrophysics; International Association for Mathematical Geosciences: Houston, TX, USA, 2014;
Volume 9, pp. 94–121.
16 Doveton, J.H.; Guy, W.; Watney, W.L.; Bohling, G.C.; Ullah, S.; Adkins-Heljeson,
D. Log Analysis of Petrofacies and Flow-Units with Microcomputer Spreadsheet Software. In
Proceedings of the Transactions
17 Ebanks, W.J., Jr.; James, G.W. Heavy-Crude Oil Bearing Sandstones of the
Cherokee Group (Desmoinesian) in Southeastern Kansas; Final Report: BERC/RU-77/20; Canadian
Society of Petroleum Geologists: Calgary, AB,Canada, 1974; p. 110.
18 Hills, J.M. Sedimentation, tectonism, and hydrocarbon generation in Delaware basin,
west Texas and southeastern New Mexico. AAPG Bull. 1984; 68, 250–267.
19 McManus, D.A. Stratigraphy of Lower Pennsylvanian rocks in northeastern Hugoton
embayment, South-Central Kansas: Guidebook. In Proceedings of the 24th Field Conference in
Cooperation with the Kansas Geological Survey, 1959; pp. 107–115
20 Moore, E.H. On the reciprocal of the general algebraic matrix. Bull. Am. Math. Soc.
1920, 26, 394–395.
21 Penrose, R. A Generalized Inverse for Matrices. Math. Proc. Camb. Philos. Soc.
1955, 51, 406–413.
22 Saller, A.H.; Dickson, J.A.D.; Matsuda, F. Evolution and distribution of porosity
associated with subaerial exposure in upper Paleozoic platform limestones, west Texas. AAPG
Bull. 1999; 83, 1835–1854
23 Savre, W.C. Determination of a more accurate porosity and mineral composition in
complex lithologies with the use of the sonic, neutron, and density surveys. J. Pet. Technol. 1963,
15, 945–959.
24 Wyllie, M.R.J.; Gregory, A.R.; Gardner, L.W. ElasticWave Velocities in
Heterogeneous and Porous Media. Geophysics 1956, 21, 41–70.

Работу высылаем на протяжении 30 минут после оплаты.

Пожалуйста, укажите откуда вы узнали о сайте!



© 2008-2020 Cервис продажи образцов готовых курсовых работ, дипломных проектов, рефератов, контрольных и прочих студенческих работ.
.